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Étude E3-3
Étude de puits type représentative des puits forés au Québec
au cours des 100 dernières années
Soumis par :
Ali Nowamooz, Ph.D., Chercheur postdoctoral
Félix-Antoine Comeau., géo., M.S.c., Professionnel de recherche
Jean-Michel Lemieux, ing., Ph.D., Professeur
Département de géologie et de génie géologique
Université Laval
à la :
Direction générale des hydrocarbures et des biocombustibles
Ministère des Ressources naturelles du Québec
17 janvier 2014
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Pour citer ce rapport :
Nowamooz, A., Comeau, F.-A. et J.-M. Lemieux (2014) Étude E3-3, Étude de puits type
représentative des puits forés au Québec au cours des 100 dernières années. Département
de géologie et de génie géologique, Université Laval, 61 pages.
Auteur pour la correspondance :
Jean-Michel Lemieux, ing., Ph.D.
Professeur
Département de géologie et de génie géologique
Université Laval
1065, avenue de la Médecine
Québec (Québec) G1V 0A6, CANADA
T : 418-656-7679 F : 418-656-7339
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RÉSUMÉ
L‘objectif de cette étude est d’évaluer l’état des puits pétroliers et gaziers qui ne sont plus
en opération afin d’établir un diagnostic sur la pérennité des travaux de construction et de
fermeture effectués par les entreprises dans la région des Basses-Terres du Saint-Laurent
depuis le début de l’exploration pétrolière et gazière au Québec. L’étude repose sur une
analyse documentaire de rapports de fin de forage, de rapports de travaux hebdomadaires,
de programmes de forage, de demandes de permis, etc. de 85 puits situés dans le couloir
2 d’exploration du gaz de shale. Bien que les données analysées proviennent uniquement
de la zone 2, nous croyons que l’échantillon analysé (85 puits) est suffisamment grand
pour être représentatif de l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent (280
puits). Pour chacun de ces puits, les informations concernant le statut du puits, le nombre
de coffrages, le grade des coffrages, la longueur des coffrages, le statut des coffrages
(libres ou cimentés), le ciment utilisé, la position du ciment, le type de bouchons utilisés
pour la fermeture, le nombre de bouchons et leur position ont été compilées dans une
base de données.
L’analyse des données a permis de définir des périodes pour lesquelles les méthodes de
construction et de fermeture des puits conventionnels sont distinctes : (1) < 1950; (2)
1950-1959; (3) 1960-1969; (4) > 1970. Toutefois, les périodes 3 et 4 ont été fusionnées
en une seule période (1950-1969) en raison du faible nombre de puits dans chacune
d’elles. Une période additionnelle correspondant aux puits de gaz de shale a également
été considérée. En général, les puits forés avant 1950 sont peu documentés, les coffrages
sont nombreux (jusqu’à 8) et ceux-ci sont éventuellement retirés. La fermeture de ces
puits est réalisée sans coffrage en utilisant du bois, du ciment ou d’autres matériaux. Les
puits construits entre 1950 et 1969 sont généralement mieux documentés mais
l’information disponible demeure sporadique. Les coffrages sont moins nombreux (entre
1 et 4) et sont parfois libres mais le plus souvent cimentés. Le ciment utilisé peut être du
ciment de construction, Portland ou classé par l’American Petroleum Institute (API). La
fermeture se fait avec ou sans coffrage. Le bois est encore utilisé pour l’obturation, mais
le ciment est le matériau le plus couramment utilisé. On note également l’apparition des
bouchons mécaniques. Les puits construits à partir de 1970 sont bien documentés. Les
coffrages sont généralement cimentés avec du ciment classifié par l’API. Le nombre de
coffrages varie entre 1 et 4, mais est généralement de 2 ou 3. Les puits sont fermés avec
les coffrages en place en utilisant du ciment et des bouchons mécaniques. Enfin, les puits
de gaz de shale, comme pour les puits construits depuis 1970, sont bien documentés et
sont construits avec 2 à 3 coffrages cimentés avec des ciments classés par l’API. Puisque
ces puits ne sont pas encore abandonnés, il n’y a donc pas eu de travaux de fermeture
effectués.
Les données compilées ont été utilisées afin d’évaluer l’intégrité générale des puits pour
chacune des périodes en posant l’hypothèse que la conformité des méthodes de
construction et d’abandon avec les recommandations actuelles de l’industrie permettrait
d’en préserver l’intégrité à long terme. Les résultats obtenus montrent que les 44 puits
forés depuis 1970, incluant les puits de gaz de shale, sont généralement conformes à
moyennement conformes (intégrité bonne à moyenne). Les 20 puits forés entre 1950 et
1969 sont généralement non conformes (intégrité faible) tandis que les données sont
iii
généralement insuffisantes pour se prononcer sur les 21 puits forés avant 1950 (intégrité
inconnue).
Une seconde méthode d’évaluation de l’intégrité des puits est proposée. Elle repose sur
des observations de terrain provenant de la littérature scientifique qui suggèrent que les
fuites de gaz seraient reliées à des facteurs technologiques indépendants du temps dont
les plus importants sont la déviation des puits, la présence ou non de coffrages lors de
l’abandon du puits, la méthode d’abandon et la cimentation du coffrage. Ces informations
sont utilisées afin de proposer un arbre décisionnel qui permet d’évaluer le potentiel de
fuite de gaz de chacun des puits en se basant sur les informations disponibles au Québec.
Enfin, pour qu’il existe une fuite, trois conditions doivent être réunies, soit la présence
d’un chemin d’écoulement, une force et une source. Dans le cas des puits étudiés, les
deux premiers éléments peuvent être présents, toutefois, plusieurs puits d’exploration
conventionnels n’ont pas trouvé d’indices de gaz ou de pétrole et ne sont pas entrés en
production. Ainsi, même si la conception et l’obturation des puits peuvent parfois être
non conformes aux meilleures pratiques actuelles de l’industrie, ils pourraient ne pas
occasionner de fuites en raison d’une absence de source.
iv
Résumé ............................................................................................................................... ii
1. Introduction ............................................................................................................... 1 1.1 Problématique....................................................................................................... 1 1.2 Objectif ................................................................................................................. 2
1.3 Méthodologie ....................................................................................................... 3
2. La construction d’un puits ........................................................................................ 6 2.1 Le forage .............................................................................................................. 6
2.1.1 Les coffrages ................................................................................................. 6 2.1.2 La cimentation des coffrages ........................................................................ 9
2.1.3 L’évaluation ................................................................................................ 10 2.1.4 Les essais aux tiges ..................................................................................... 10
2.2 La complétion ..................................................................................................... 10 2.2.1 Parachèvement ............................................................................................ 11
2.2.2 Essai de production ..................................................................................... 11 2.3 La fermeture ....................................................................................................... 11
2.3.1 Historique de l’évolution des règlements et des pratiques .......................... 11 2.3.2 Pratiques actuelles ....................................................................................... 13
3. Chemins de fuites potentielles ................................................................................ 15 3.1 Puits en production ............................................................................................. 17 3.2 Puits abandonnés ................................................................................................ 17
4. La géologie du bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent ................................. 20
5. Définition de la zone d’étude et des périodes de temps ........................................ 25 6. Présentation et analyse des données ....................................................................... 28
6.1 Le statut des puits ............................................................................................... 28 6.2 Le nombre de coffrages par puits et leur type .................................................... 29
6.3 Le grade des coffrages........................................................................................ 32
6.4 Le coffrage de surface ........................................................................................ 34 6.5 Le statut des coffrages ........................................................................................ 37 6.6 La cimentation des coffrages.............................................................................. 38
6.7 Section coffrée des puits abandonnés................................................................. 40 6.8 Statut d’abandon ................................................................................................. 41
6.9 Types de bouchon utilisés à l’abandon .............................................................. 42 6.10 Longueur des bouchons de ciment ..................................................................... 44
6.11 Règlementation québécoise de l’abandon des puits ........................................... 45 6.11.1 Exigence #1 ................................................................................................. 45 6.11.2 Exigence #2 ................................................................................................. 46 6.11.3 Exigence #3 ................................................................................................. 47 6.11.4 Exigence #4 ................................................................................................. 48
7. Discussion ................................................................................................................. 50 7.1 Évaluation générale de l’intégrité des puits abandonnés ................................... 50
7.2 Évaluation individuelle de l’intégrité des puits abandonnés .............................. 51
8. Conclusion ................................................................................................................ 54 9. Recommandations ................................................................................................... 57 Références ........................................................................................................................ 61
v
LISTE DES FIGURES
Figure 1. Couloirs d’exploration pour le gaz de shale dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent (Thériault, 2012).................................................................................................... 2
Figure 2. Évolution de la mise en place des coffrages dans un puits (Adapté de Nguyen,
1996). .................................................................................................................................. 8
Figure 3. Construction d’un puits et exemples de fuites de gaz le long d’un puits de
production. A) entre le ciment et le coffrage; B) à travers des fractures; C) à travers des
ouvertures; D) entre le ciment et la formation; E) à travers le ciment. (Adapté de Vidic et
al., 2013) ........................................................................................................................... 16
Figure 4. Techniques d’abandon typique en Alberta: (a) puits ouvert; (b) puits coffré.
(Tiré de Watson et Bachu, 2009) ...................................................................................... 19
Figure 5. Carte géologique des Basses-Terres du Saint-Laurent, d’après Globensky
(1987). La projection en surface de la faille de Yamaska est en pointillé sur la carte.
L’interprétation de la ligne sismique M2001 est représentée à la Figure 6. ..................... 21
Figure 6. Coupe géologique du profil sismique M-2001, localisée sur la Figure 5,
montrant l’architecture du bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent en profondeur.
(Adapté de Castonguay et al., 2010) ................................................................................ 22
Figure 7. Colonne stratigraphique des Basses-Terres du Saint-Laurent. (Tiré de Comeau
et al., 2013). ...................................................................................................................... 23
Figure 8. Carte de la répartition des puits d’exploration pétrolières et gazières ainsi que
de gaz de shale forés dans les Basses-Terres du Saint-Laurent jusqu’à maintenant. ....... 24
Figure 9. Histogramme de l’année de construction pour l’ensemble des puits des Basses-
Terres du Saint-Laurent. ................................................................................................... 27
Figure 10. Histogramme du statut des puits en fonction du temps. .................................. 29
Figure 11. Histogramme des informations disponibles sur les coffrages en fonction du
temps. ................................................................................................................................ 30
Figure 12. Histogramme du nombre de coffrages avant l’abandon par puits pour chacune
des périodes. ...................................................................................................................... 31
Figure 13. Histogramme du nombre de coffrages après l’abandon par puits pour chacune
des périodes. ...................................................................................................................... 32
Figure 14. Histogramme des informations disponibles sur le grade des coffrages en
fonction du temps. ............................................................................................................. 33
Figure 15. Histogramme du grade des coffrages en fonction du type de coffrage pour les
puits conventionnels et de gaz de shale. ........................................................................... 34
Figure 16. Histogramme de la longueur des coffrages de surface des puits. Note : la
classe 550-600 m regroupe tous les puits ayant un coffrage de surface d’une longueur
supérieure à 550 mètres. ................................................................................................... 35
vi
Figure 17. Histogramme de la conformité des coffrages de surface des puits par rapport
au règlement actuel en fonction du temps......................................................................... 37
Figure 18. Histogramme du statut des coffrages en fonction du temps. ........................... 38
Figure 19. Histogramme des coffrages au cours du temps qui ont été cimentés
complètement, soit jusqu’à la surface. .............................................................................. 39
Figure 20. Histogramme de la classe de ciment utilisée pour les coffrages des puits au
cours du temps. ................................................................................................................. 40
Figure 21. Histogramme du pourcentage coffré des puits au cours du temps. ................. 41
Figure 22. Histogramme du statut d’abandon des puits au cours du temps. ..................... 42
Figure 23. Histogramme du type de bouchons utilisés lors de l’abandon des puits des au
cours du temps. ................................................................................................................. 44
Figure 24. Histogramme de la longueur des bouchons de ciment utilisés lors de l’abandon
des puits selon les trois périodes de temps. Note : la classe 290-300 m regroupe tous les
bouchons d’une longueur supérieure à 290 mètres. .......................................................... 45
Figure 25. Histogramme de la conformité des puits à l’exigence #1 de l’abandon au cours
du temps. ........................................................................................................................... 46
Figure 26. Histogramme de la conformité des puits à l’exigence #2 de l’abandon au cours
du temps. ........................................................................................................................... 47
Figure 27. Histogramme des puits au cours du temps ayant un bouchon de ciment de 30
m à travers le dernier coffrage. ......................................................................................... 48
Figure 28. Histogramme conformes à l’exigence #4 de l’abandon au cours du temps. ... 49
Figure 29. Arbre décisionnel permettant de classer les puits individuels selon une échelle
relative de probabilité de fuites. ........................................................................................ 53
vii
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1. Type de documents consultés et leur provenance. ............................................ 4
Tableau 2. Caractéristiques compilées pour chacun des puits et nombre de données
disponibles pour chacune d’elles. Pour les explications, se référer à la section 6
(présentation et analyse des données). ................................................................................ 5
Tableau 3. Grades de coffrage normalisés par l'American Petroleum Institute (API). ....... 7
Tableau 4. Classes de ciments normalisées par l'American Petroleum Institute (API). ..... 9
Tableau 5. Exigences minimales des bouchons de ciment au niveau du sabot du coffrage
le plus profond (Tiré de van der Kuip et al., 2011). ......................................................... 14
Tableau 6. Exigences minimales des bouchons de ciment au niveau des zones perméables
et productrices (Tiré de van der Kuip et al., 2011). .......................................................... 14
Tableau 7. Répartition des puits conventionnels des Basses-Terres du Saint-Laurent en
quatre périodes de temps en plus des puits de gaz de shale. ............................................. 26
Tableau 8. Répartition des puits conventionnels des Basses-Terres du Saint-Laurent en
trois périodes de temps en plus des puits de gaz de shale. ................................................ 26
Tableau 9. Répartition des informations disponibles sur les coffrages des puits. ............ 29
Tableau 10. Répartition des types de coffrages pour chacune des périodes. .................... 32
Tableau 11. Répartition des informations disponibles sur le grade des coffrages pour
chacune des périodes......................................................................................................... 33
Tableau 12. Répartition des informations disponibles sur les coffrages de surface. ........ 34
Tableau 13. Répartition des coffrages de surface des puits conformes au règlement actuel.
........................................................................................................................................... 36
Tableau 14. Répartition des informations disponibles sur le statut des coffrages des puits.
........................................................................................................................................... 38
Tableau 15. Répartition des informations disponibles sur la cimentation complète des
coffrages. ........................................................................................................................... 39
Tableau 16. Répartition du statut d’abandon des puits. .................................................... 42
Tableau 17. Répartition du type de bouchons utilisés lors de l’abandon des puits. ......... 43
Tableau 18. Répartition du nombre de bouchon utilisé lors de l’abandon des puits. ....... 43
Tableau 19. Évaluation générale de l’intégrité des puits abandonnés par périodes. ......... 50
Tableau 20. Caractéristiques des puits qui ont un impact sur les fuites de gaz. D’après
Watson et Bachu (2009). ................................................................................................... 52
Tableau 21. Synthèse des caractéristiques des puits pour chacune des périodes. ............. 54
1
1. INTRODUCTION
1.1 Problématique
L'exploration du pétrole et du gaz a débuté au Québec en 1860. Le Système d'Information
Géoscientifique Pétrolier et Gazier (SIGPEG) du Ministère des Ressources naturelles montre
qu’il y a environ 280 puits d’exploration ou d’exploitation pétrolière et gazière qui ont été forés
dans les Basses-Terres du Saint-Laurent depuis cette date, dont 29 pour le gaz de shale (Figure
1).
Lorsqu’un puits d’exploration pétrolière ou gazière n’est pas mis en production, ou lorsque qu’un
puits d’exploitation pétrolière ou gazière ne devient plus économiquement viable pour la
production, l’opérateur procède alors à son abandon. Le terme abandon est utilisé dans ce rapport
afin de décrire l’action de quitter un puits qui n’est plus en opération après avoir complété des
travaux de fermeture. L’abandon implique donc la réalisation de travaux de fermeture du puits.
Pour cette raison, les termes fermeture et abandon sont utilisés comme des synonymes dans ce
rapport. Le terme abandon n’est pas utilisé afin de désigner un puits qui est délaissé, sans
propriétaire ou orphelin. Les travaux de fermeture d’un puits ont pour objectif d'isoler les
sections perméables productrices d'hydrocarbure ou ayant montré des indices d’hydrocarbure afin
de : (1) protéger les ressources souterraines; (2) empêcher la contamination potentielle des
sources d'eau potable; et (3) éviter les fuites vers la surface ou entre les formations géologiques.
Ainsi, la fermeture d’un puits permet de restaurer l'intégrité naturelle des formations géologiques
qui ont été pénétrées lors du forage. Toutefois, si la procédure de fermeture d’un puits n'est pas
correctement réalisée, celui-ci peut fournir une voie de migration préférentielle vers la surface
pour les saumures, les hydrocarbures ou tout autre fluide.
Toutefois, même plusieurs années après que les opérations de forage et de production soient
terminées, l’intégrité des mesures de fermeture des puits d’exploration et de production
d’hydrocarbures peut être variable selon les méthodes utilisées. En effet, les pratiques antérieures
liées à la construction d’un puits, la cimentation des coffrages ainsi que les méthodes d'obturation
lors de l’abandon d’un puits n’ont pas toujours été suffisantes afin d’empêcher la migration des
hydrocarbures et des fluides de forage vers la surface. Cependant, l’évolution des pratiques et
l'application de nouveaux règlements au cours des dernières décennies ont fourni un moyen plus
efficace pour encadrer les opérations de forages ainsi que les processus de fermeture des puits.
Au Québec, peu d’information est actuellement disponible sur les processus de fermeture
temporaire ou de fermeture définitive des puits et la permanence des mesures d’obturation. En
effet, bien que la réglementation en vigueur au Québec exige l’obtention d’une autorisation de
fermeture de puits, qui est conditionnelle à son obturation définitive, peu de suivis ont été faits
sur les puits d’exploration pétrolière et gazière forés sur le territoire des Basses-Terres du Saint-
Laurent (Comité de l’évaluation environnementale stratégique sur le gaz de schiste, 2012). À
l'heure actuelle, la seule étude permettant d’évaluer l’intégrité des puits abandonnés au Québec
est le projet de fermeture sécuritaire des puits dans la région des Basses-Terres réalisé en 1993
qui avait comme objectif principal la localisation et la vérification de 68 puits (Girard, 1993).
2
Figure 1. Couloirs d’exploration pour le gaz de shale dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent (Thériault, 2012).
1.2 Objectif
L‘objectif de cette étude est de procéder à une évaluation des puits qui ne sont plus en opération
afin d’établir un diagnostic sur la pérennité des travaux de construction et de fermeture effectués
par les entreprises dans la région des Basses-Terres du Saint-Laurent depuis le début de
l’exploration pétrolière et gazière au Québec. L’objectif de ce rapport n’est pas d’évaluer
spécifiquement les pratiques reliées à la construction des puits de gaz de shale afin d’évaluer s’ils
sont bien construits et s’ils risquent de fuir à long terme. Ces puits sont encore en opération au
sens de la loi, c'est-à-dire qu’ils n’ont pas encore été abandonnés. Néanmoins, les pratiques de
construction de ces puits seront quand même analysées dans ce rapport.
Le portrait de la situation sur l’infrastructure actuelle des puits fera ressortir des constats
concernant les coffrages, leur cimentation, la complétion et la fermeture des puits à l’égard des
règlements présentement en vigueur et aux meilleures pratiques de l’industrie. Le portrait
permettra d’établir une synthèse des travaux de fermeture et de leur pérennité qui fait ressortir des
tendances par périodes depuis le début de l’exploration pétrolière et gazière au Québec. Au terme
de l’étude, des recommandations seront émises concernant les meilleures pratiques de fermeture
de puits ainsi que des améliorations au Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs
souterrains.
3
1.3 Méthodologie
La méthodologie retenue pour la réalisation de cette étude repose sur une analyse documentaire
uniquement ; aucun travail de caractérisation des fuites ou d’évaluation de l’état actuel des puits
n’a été réalisé sur le terrain. Dans un premier temps, les méthodes et les étapes générales de
construction et de fermeture d’un puits sont présentées (section 2). Cette section est suivie par
une revue de la littérature concernant les chemins de fuites potentielles de fluides (fluides de
fracturation, fluides de formation, gaz, pétrole, etc.) reliés à la construction et à la fermeture des
puits (section 3). Dans la section 4, un bref portrait de la géologie des Basses-Terres du Saint-
Laurent est brossé dans lequel les caractéristiques particulières de ce bassin sont soulignées. En
raison du temps limité qui a été accordé pour la réalisation de cette étude, il n’a pas été possible
d’étudier l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent; il a plutôt été décidé de
travailler avec un échantillon représentatif de l’ensemble des puits. La méthode d’échantillonnage
retenue est décrite dans la section 5. Aussi, puisque les pratiques de l’industrie ont évoluées,
l’analyse a été réalisée afin de faire ressortir des tendances par périodes depuis le début de
l’exploration pétrolière et gazière au Québec. La définition des périodes est également présentée
dans la section 5. La présentation et l’analyse détaillée des données est ensuite effectuée dans la
section 6 afin d’évaluer la pérennité des mesures d’obturation. L’analyse repose sur l’étude des
coffrages, leur cimentation, la complétion et la fermeture des puits. L’analyse détaillée est suivie
d’une discussion permettant de porter un jugement d’ensemble sur la pérennité des mesures
d’obturation (section 7). Suite à la conclusion, des recommandations sont émises concernant les
meilleures pratiques de fermeture de puits ainsi que des améliorations règlementaires.
Les documents consultés pour réaliser l’analyse des puits sont la base de données des puits forés
au Québec, le Système d’information géoscientifique pétrolier et gazier (SIGPEG) et les rapports
de travaux de forage des puits (Tableau 1). La base de données des puits forés au Québec contient
des informations relatives à chacun des puits compilés à partir des rapports de forage : données
géographiques, historique, unités géologiques et indices d’hydrocarbures rencontrées, fluides de
forages utilisés, essais de production et essais aux tiges réalisés, échantillons récoltés, diagraphies
enregistrées, coffrages installés, analyses des fluides effectués, bouchons installés lors de
l’abandon, etc. Le Système d’information géoscientifique pétrolier et gazier (SIGPEG) est le
portail web du Ministère des Ressources naturelles (MRN) qui permet de consulter des
informations relatives au domaine des hydrocarbures. Enfin, la plus grande majorité des données
utilisées provient des rapports de travaux de forage des puits. Il s’agit de documents transmis au
MRN par les compagnies en vertus des règlements en vigueur à l’époque de leur construction ou
transmis volontairement.
Les rapports de travaux de forage des puits sont des documents qui ont été numérisés (en format
PDF), la plupart du temps pêle-mêle, qu’il faut éplucher page par page afin d’en soutirer les
informations désirées. Le nombre total de rapports consultés dans cette étude s’élève à 339. Le
nombre et la qualité des rapports varient grandement d’un puits à l’autre, et certains des puits les
plus anciens n’ont pas de documents correspondants.
Les données jugées pertinentes à la réalisation de l’étude ont été compilées dans une base de
données avec le logiciel MATLAB®. Pour chaque puits, nous avons tenté de compiler, entre
autres, les informations concernant le statut du puits, le nombre de coffrages, le grade des
coffrages, la longueur des coffrages, le statut des coffrages (libres ou cimentés), le ciment utilisé,
4
la position du ciment, le type de bouchons utilisés pour la fermeture, le nombre de bouchons, leur
position, etc. Les caractéristiques compilées ainsi que leur disponibilité sont résumées au Tableau
2. Enfin, il est à noter que les informations nominatives concernant les puits étudiés ont été
retirées afin qu’il ne soit pas possible de les identifier.
Tableau 1. Type de documents consultés et leur provenance.
Type de document Source
Base de données des Puits forés du Québec MRN
Système d’information géoscientifique pétrolier et gazier (SIGPEG) Internet1
Rapports de travaux de forage des puits MRN
Programmes de forage (« Notice of intention to begin boring operations »,
« Drilling programs »)
Rapports journaliers (« Daily Drilling Reports », « Driller’s tour reports »,
Daily chronological reports »)
Programmes de complétion (« Casing reports), « Ciment reports »)
Rapports de fin de forage (« Engineering reports », « End of drilling
reports », « Well history reports », « Final well reports »)
Programmes d’abandon (« Notice of intention to abandon a well »)
Lettres (communications) entre l’opérateur et l’autorité compétente
Plans de localisation du puits
1 http://sigpeg.mrn.gouv.qc.ca
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Tableau 2. Caractéristiques compilées pour chacun des puits et nombre de données
disponibles pour chacune d’elles. Pour les explications, se référer à la section 6
(présentation et analyse des données).
< 1950 1950 - 1969 > 1970 Gaz de shale
Nombre de puits 21 20 22 22
Statut "Abandonné" 21 20 19 0
Statut " Complété" 0 0 3 22
Information sur les
coffrages 8 17 22 21
Nombre de coffrages 38 39 57 49
Coffrage conducteur 1 0 18 3
Coffrage de surface 0 4 21 21
Coffrage intermédiaire 0 0 8 17
Coffrage de production 0 1 8 8
Grade des coffrages 0 3 19 16
Longueur conforme du
coffrage de surface 0 1 19 20
Coffrages fixes (puits) 0 (0) 2 (2) 2 (2) 0 (0)
Coffrages libres (puits) 29 (6) 11 (6) 0 (0) 2 (2)
Coffrages cimentés (puits) 7 (4) 13 (9) 53 (21) 42 (19)
Classe de ciment 0 2 14 13
Puits ouverts sans coffrage 6 3 0 N/A
Puits ouverts avec coffrages 1 10 11 N/A
Puits coffrés 0 2 5 N/A
Bouchons de bois 3 4 0 N/A
Bouchons de ciment 4 10 11 N/A
Bridge plugs 0 1 5 N/A
Exigence #1 0 5 12 N/A
Exigence #2 0 5 11 N/A
Exigence #3 1 7 14 N/A
Exigence #4 0 10 13 N/A
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2. LA CONSTRUCTION D’UN PUITS
L’exploitation pétrolière et gazière nécessite la réalisation de forages d’exploration. Les parois de
ces forages sont soutenues par des coffrages d’acier cimentés à la paroi rocheuse. Lorsque des
indices de gaz ou de pétrole sont rencontrés, les indices sont évalués à l’aide d’essais aux tiges. Si
les résultats des essais sont concluants, le puits sera complété et des essais de production seront
réalisés. Le puits entre ensuite en période de production. À la fin de période de production, le
puits doit être fermé avant d’être abandonné. Il en est de même si les indices de gaz ne justifient
pas la complétion du puits. Dans ce cas, le forage est fermé sans avoir été complété. Dans cette
section, toutes ces étapes sont présentées de façon détaillée ainsi qu’un bref survol des matériaux
utilisés dans la construction des puits.
2.1 Le forage
Le forage permet la récupération d’échantillons et l’acquisition de données sur les roches du
sous-sol, et ce à une profondeur pouvant atteindre plusieurs kilomètres. Il existe deux principales
techniques de forage utilisées pour l’exploration pétrolière et gazière : (1) le forage au câble
(appelée « cable tool », en anglais); et (2) le forage rotary.
Le forage au câble consiste à laisser tomber dans le sol un train d'outils massifs attachés à un
câble en acier qui est entrainé dans un mouvement alternatif vertical par un moteur et une poulie
excentrique, débitant ainsi la roche en éclats. C’était la technique de forage préconisé au début de
l’exploration pétrolière à la fin du 19e siècle, alors qu’elle l’est beaucoup moins aujourd’hui.
La méthode de forage rotary utilise des trépans comme outils de forage sur lesquels on applique
une force tout en les entraînant en rotation. L’avantage de cette technique est de pouvoir injecter
en continu un fluide dans le trépan pour emporter les débris hors du trou grâce au courant
ascensionnel de ce fluide vers la surface. C’est aujourd’hui la technique principalement utilisée
dans l’industrie pétrolière et gazière pour forer des trous profonds, et ce, sous de grandes
pressions.
2.1.1 Les coffrages
Un coffrage est constitué de tubes d'acier vissés les uns aux autres. L’épaisseur de ces tubes varie
selon le type d’acier utilisé et la pression maximale à laquelle ils sont exposés. Le Tableau 3
présente la nomenclature utilisée pour classer les grades de coffrage par l’American Petroleum
Institute (API). Pour chaque grade de coffrage correspond des caractéristiques précises
concernant sa résistance mécanique.
Lorsque le forage d'une section du puits est complété, ces tubes sont descendus dans le trou, puis
cimentés à la paroi rocheuse. Après la mise en place du premier coffrage, le forage sera poursuivi
avec un outil dont le diamètre est inférieur au diamètre intérieur du coffrage précédemment mis
en place (
Figure 2). Un forage est donc un ouvrage télescopique puisque chaque coffrage mis en place
réduit le diamètre du trou qui pourra être foré ultérieurement. Les coffrages successifs permettent
de protéger le puits des éboulements et d'isoler les formations rocheuses les unes des autres,
empêchant ainsi les fluides des zones poreuses de communiquer entre elles ou de remonter à la
7
surface. Ainsi, il est généralement nécessaire d'installer plus d’une séquence de coffrage en raison
des différentes fonctions propres à chaque type de coffrage que voici (
Figure 2) :
1) Coffrage conducteur. Le coffrage conducteur est généralement mis en place avant
l'arrivée de la foreuse. Il est ancré dans le sol à une profondeur de l’ordre d’une dizaine de
mètres puis cimenté, s’il traverse les dépôts meubles pour atteindre le socle rocheux. En
plus de renforcer et stabiliser la surface du sol, consolidé ou non, le coffrage conducteur
favorise la circulation des fluides de forage.
2) Coffrage de surface. Après l'installation du coffrage conducteur, le forage continue
jusqu'à la base des aquifères d'eau douce, où un deuxième coffrage, le coffrage de surface,
est inséré et cimenté en place. Ce coffrage a pour principal but de protéger les eaux
potables d’une contamination potentielle par les fluides de forage et les hydrocarbures
ainsi que de contrôler la pression dans le puits.
3) Coffrage intermédiaire. Le coffrage intermédiaire constitue souvent la section de coffrage
la plus longue d’un puits. Il est nécessaire afin de minimiser les risques liés à
l’écoulement des fluides de forage pour protéger d'autres ressources telles que les zones
de stockage de gaz.
4) Coffrage de production. Le coffrage de production est le dernier coffrage à être installé et
est aussi le plus profond. C’est ce coffrage qui sert de conduit entre la formation-cible et
la surface. Parfois, le puits est foré jusqu'à la formation-cible et le coffrage de production
est alors installé à son sommet. La formation cible est ensuite forée et le reste du trou
demeure ainsi sans coffrage. Cette section est appelée puits ouvert (en anglais, « open
hole »). Lorsque le coffrage de production est placé plus bas que la formation-cible, des
perforations doivent donc être réalisées à-travers le coffrage afin d’entreprendre des essais
de production au sein de la formation cible. Ce type de puits est alors appelé puits coffré
(en anglais, « cased hole »).
Tableau 3. Grades de coffrage normalisés par l'American Petroleum Institute (API).
Limite d'élasticité Limite de rupture Élongation
minimale maximale minimale minimale
Grade psi Mpa psi Mpa psi Mpa %
H-40 40 000 276 80 000 552 60 000 414 29,5
J-55 55 000 379 80 000 552 75 000 517 24,0
K-55 55 000 379 80 000 552 95 000 665 19,5
N-80 80 000 552 110 000 758 100 000 689 18,5
L-80 80 000 552 95 000 655 95 000 655 19,5
P-110 110 000 758 140 000 965 125 000 827 15
Q-125 125 000 862 150 000 1034 135 000 931 18
8
Figure 2. Évolution de la mise en place des coffrages dans un puits (Adapté de Nguyen,
1996).
9
2.1.2 La cimentation des coffrages
La cimentation consiste à combler l'espace entre la paroi externe du coffrage et la paroi rocheuse,
appelé « l’espace annulaire ». Pour y parvenir, du ciment est injecté sous pression à l’intérieur du
coffrage jusqu’au fond de la section à coffrer. Le ciment remonte ensuite par l'espace annulaire
jusqu'à la surface. Pour éviter un retour de ciment à l'intérieur du coffrage, un bouchon
mécanique est installé à la base de la section de coffrage cimentée. Le retour de ciment à la
surface par l’espace annulaire confirme que celui-ci est bien rempli. Les opérations sont alors
suspendues entre 24 à 48 heures pour permettre au ciment de durcir.
L’API a établi un classement de ciments spécialement pour les opérations de forage basé
principalement sur la profondeur d'utilisation (Tableau 4).
Tableau 4. Classes de ciments normalisées par l'American Petroleum Institute (API).
Type Caractéristiques
Classe A Utilisé de la surface à 6 000 pi (1 829 m) lorsqu'aucune caractéristique particulière
n'est demandée.
Classe B Utilisé de la surface à 6 000 pi (1 829 m) lorsque les conditions nécessitent une
résistance modérée ou élevée aux sulfates.
Classe C
Utilisé de la surface à 6 000 pi (1 829 m) lorsque les conditions nécessitent une haute
résistance initiale. (disponible en type ordinaire ou en type moyenne ou forte
résistance aux sulfates).
Les ciments de classe C se caractérisent par une grande finesse, ce qui permet une
vitesse d'hydratation élevée et donc une forte résistance initiale.
Classe D
Utilisé de 6 000 à 10 000 pi (1 829 à 3 048 m) en conditions de température et
pression modérément élevées (disponible en type moyenne ou forte résistance aux
sulfates).
Classe E
Utilisé de 10 000 à 14 000 pi (3 048 à 4 268 m) dans des conditions de température et
pression élevées (disponible en type moyenne ou forte résistance aux sulfates).
Son temps de pompabilité est réglé par un retardateur ajouté en usine par le
cimentier.
Classe F
Utilisé de 10 000 à 16 000 pi (3 048 à 4 877 m) dans des conditions de température et
pression très élevées (disponible en type moyenne ou forte résistance aux sulfates).
Son temps de pompabilité est réglé par un retardateur ajouté en usine par le
cimentier.
Classe G
Étudié pour être utilisé de la surface à 8 000 pi (2 438 m), son domaine d'utilisation
peut être étendu des plus basses aux plus hautes températures grâce à sa compatibilité
avec tous les additifs (disponible en type moyenne ou forte résistance aux sulfates).
Classe H identique à la classe G mais prévu pour des densités de laitier supérieures (1,98 au
lieu de 1,90).
Avant de reprendre les opérations de forage, un obturateur anti-éruption (en anglais « blow out
preventer » ou « B.O.P. ») est mis en place sur le coffrage à la surface et des essais de pression
sont réalisés afin de vérifier l’intégrité de l’ensemble coffrage-obturateurs. Après avoir foré
10
quelques mètres de la nouvelle section, un essai de pression additionnel est effectué, afin de
déterminer à quelle pression la formation géologique située à la base du coffrage commencera à
accepter du fluide. Dans le cas du coffrage de production, le ciment employé possède des
caractéristiques spécifiques plus rigoureuses. De manière générale, ce ciment est plus homogène
et on peut mieux en prédire les propriétés de séchage et de résistance aux contraintes. En plus
d’assurer l’étanchéité de l’espace annulaire entre le coffrage et la formation géologique, le ciment
protège le coffrage de la corrosion. La qualité de l’adhésion entre le coffrage et la formation
rocheuse pour le coffrage de production est habituellement examinée à l’aide de diagraphies
géophysiques.
2.1.3 L’évaluation
L’examen des déblais de forage, effectué sur place par un géologue, fournit les premiers indices
de la présence d’hydrocarbures dans les roches traversées par le puits. Des traces de pétrole
peuvent être observées par fluorescence dans les déblais. Un détecteur de gaz indique, quant à lui,
la présence éventuelle de gaz dans la boue, fournissant également des indices d’hydrocarbures.
Lorsque le forage a atteint sa profondeur totale, un enregistrement des caractéristiques
pétrophysiques des roches traversées est effectué. Ces mesures, connues sous le nom de
diagraphies, sont effectuées au moyen de sondes spécialisées, descendues à l’extrémité d’un
câble électrique. Elles permettent de mesurer les propriétés physiques des roches et des fluides
qui y sont contenus pour en confirmer la nature (calcaire, grès, etc.), la porosité et le contenu en
fluide (gaz, pétrole ou eau). L’analyse des diagraphies et des observations notées pendant le
forage par les géologues permet d’identifier les zones potentiellement propices à la production
d’hydrocarbures qui seront alors évaluées par des essais aux tiges.
2.1.4 Les essais aux tiges
Les essais aux tiges, connus sous le terme anglais « Drill Stem Test ou DST », sont des essais de
courte durée qui visent à confirmer la présence d’hydrocarbures, à mesurer la pression initiale du
réservoir et à récupérer des échantillons des fluides produits dans des zones bien définies. Ils sont
effectués lors de la réalisation du forage. Pour procéder à ces essais, des obturateurs mécaniques
sont installés afin d’isoler la zone à tester au bout du train de tiges. Des observations sont alors
réalisées sur les venues de fluides par le centre des tiges de forage et des mesures sont ensuite
prises sur les pressions d’écoulement des fluides de la formation. Cette opération sera répétée
pour chacune des zones jugées intéressantes. Cette étape est déterminante dans la décision de
poursuivre les opérations de complétion ou non et d’entreprendre les travaux de fermeture.
Si le puits a donné des indices jugés probants, on procédera à la mise en place et à la cimentation
du coffrage de production. Le puits sera alors suspendu et la foreuse, ayant servi au forage, sera
libérée. Les opérations subséquentes seront effectuées par une foreuse dite de service, c’est-à-
dire, plus petite, moins couteuse et munie d’équipements spécialisés pour la complétion du puits.
2.2 La complétion
Pendant le forage, différentes évaluations et analyses sont réalisées afin de déceler des traces
d'hydrocarbures. Si les résultats indiquent qu'il s'agit d'un puits « sec », ne contenant pas
11
d’hydrocarbures, on procède alors à sa fermeture et à son abandon. Toutefois, si les résultats
semblent positifs, on procède à la complétion du puits. Cette opération finale, qui succède à la
mise en place du coffrage de production et de sa cimentation, consiste à descendre dans le puits
l’équipement nécessaire afin de déterminer si le puits pourra produire des hydrocarbures et voir si
cette production pourra atteindre un niveau de production commerciale.
2.2.1 Parachèvement
Cette phase a pour objectif de préparer le puits pour sa mise en production ultérieure. Une tête de
puits, qui est un assemblage de vannes de contrôle donnant accès au coffrage et au tubage du
puits, sera installée en premier lieu. Le parachèvement consiste à perforer le coffrage au niveau
des zones productrices identifiées lors des essais aux tiges, à nettoyer au besoin ces perforations
et à mettre en place un tubage de petit diamètre dans le puits, qui facilitera la remontée à la
surface des hydrocarbures. Le puits est alors complété et il est alors possible de procéder à un
essai de production.
2.2.2 Essai de production
Pour effectuer un essai de production, divers équipements doivent être installés. Pour l’essentiel,
il s’agit d’un séparateur pour le pétrole, le gaz et l’eau que le puits pourra produire, de réservoirs
pour emmagasiner ces liquides et d’une torchère pour brûler les gaz. L’essai proprement dit
consiste à mesurer, sur des intervalles de temps bien précis, le débit des divers fluides produits
par le puits et la variation correspondante de la pression au niveau de la zone productrice.
L’analyse de ces débits et de la variation de la pression, tant en production que suite à l’arrêt de la
production, permettront de calculer la capacité des zones productrices à laisser circuler les fluides
de la formation géologique vers le puits. Ces données serviront ensuite dans l’évaluation de la
capacité de production du puits.
2.3 La fermeture
Les travaux de fermeture de puits sont une opération essentielle à la protection des eaux
souterraines et de surface. Une procédure appropriée doit être suivie afin de bloquer efficacement
la migration du pétrole, du gaz, de la saumure ou toutes autres substances nuisibles dans les
aquifères d'eau douce.
Habituellement, on procède à la fermeture d’un puits soit parce qu’il s’avère être un trou sec (ou
à faible potentiel) ou bien qu'il ait cessé de produire des quantités économiques d’hydrocarbures.
Un puits peut également être abandonné si de graves problèmes surviennent lors du forage. Les
autorités gouvernementales peuvent également ordonner la fermeture d’un puits pour des raisons
environnementales ou de sécurité.
2.3.1 Historique de l’évolution des règlements et des pratiques
L’historique de l’évolution des règlements et des pratiques aux États-Unis est présenté ici-bas.
Malheureusement, nous n’avons pas trouvé de sources qui documentent l’évolution réglementaire
au Québec. Une telle information permettrait toutefois de mieux comprendre l’évolution des
pratiques au Québec.
12
Lorsque le forage pétrolier et gazier a débuté aux États-Unis en 1859, il n'y avait pas de
réglementation en place pour encadrer les travaux qui devaient être réalisés à la fin de la vie utile
d’un puits (Pennsylvania DEP, 2000). À cette époque, ces puits pouvaient tout simplement être
abandonnés, laissant des trous ouverts dans le sol. Au cours des années 1890, c’est en
Pennsylvanie que les premières législations sur la fermeture des puits pétroliers et gaziers ont vu
le jour. Ces premiers règlements sur la construction et la fermeture des puits n'étaient pas
spécifiquement conçus pour protéger les eaux souterraines et de surface mais plutôt pour
préserver la production d’hydrocarbures. Ainsi, les programmes de mise en place des coffrages et
de cimentation des puits de l’époque étaient en fait des mesures pour empêcher que l’eau des
formations non-productives adjacentes envahisse les zones productrices d’hydrocarbures ou
nuisent aux travaux de forage.
Par conséquent, les règlements sur la fermeture et l’abandon des puits pétroliers et gaziers n’ont
pas suivi l’évolution des progrès techniques du forage et de la production d’hydrocarbures car les
implications environnementales n'avaient pas encore été révélées. Toutefois, au fur et à mesure
que le nombre de puits abandonnés augmentaient, d'autres états commencèrent à reconnaître la
nécessité de mettre en place un ensemble de normes afin de mieux encadrer les pratiques de
fermeture et d’abandon des puits d’hydrocarbures.
Par exemple, au Texas, le premier puits a été foré en 1893 mais ce n'est qu'en 1919 que la Texas
Railroad Commission (RRC) devient la première autorité à réglementer la fermeture et l’abandon
des puits (Texas RRC, 2000). À ce moment, des milliers de puits avaient déjà été forés tout en
ayant peu ou pas d'informations collectées sur le lieu de construction de ces puits. Suivant la
progression de l'industrie pétrolière et gazière, la Texas RRC mis à jour ses règlements en
ajoutant notamment à partir 1934 de nouvelles directives liées à la cimentation, puis en 1957, une
nouvelle norme afin de protéger l'eau potable (Texas RRC, 2000).
La réglementation sur la fermeture et l’abandon des puits a progressé de façon similaire partout
aux États-Unis. Selon Brooks (1988), les pratiques modernes de fermeture des puits (utilisation
de coffrages de surface et de production et leur cimentation) sont apparues au milieu des années
1940. Ainsi, avant les années 1950, les matériaux utilisées pour colmater les puits lors de leur
fermeture et leur abandon étaient très variés, tels que le bois et la roche (Ide et al., 2006). Le
ciment devient par la suite le matériau universel pour sceller les intervalles de production et la
surface des puits. La classification des ciments par l’API remonte au début des années 1950 avec
la publication du document API Specification for Oil-Well Cements (API, 2000). Au fil du temps,
les pratiques et les règlements de fermeture et d’abandon des puits ont progressé afin d’identifier
les intervalles spécifiques où le ciment devait être placé ainsi que les types de matériaux permis
entre les bouchons de ciment (Texas RRC, 2000; Ide et al., 2006). À cet effet, le document
Environmental Guidance Document: Well Abandonment and Inactive Well Practices for U.S.
Exploration and Production Operations de l’API a été publié pour la première fois en 1993 et
révisé en 2000 (API, 2000).
C’est véritablement à partir des années 1970 que l’encadrement de l'industrie pétrolière et gazière
a commencé à changer de façon significative, alors que la protection de l'environnement devient
un enjeu grandissant. En effet, le Safe Drinking Water Act (SDWA) voit le jour en 1974,
augmentant ainsi les exigences de protection de l'eau potable. En conséquence, de nombreux
13
règlements aux États-Unis sont mis à jour afin d’inclure des normes plus strictes pour la
protection des aquifères souterrain et pour réduire au minimum l'écoulement des fluides entre les
formations (Ground Water Protection Council (GWPC), 2009).
2.3.2 Pratiques actuelles
Les travaux de fermeture d’un puits consistent à la mise en place de bouchons de ciment ou
mécaniques dans le puits à des intervalles spécifiques afin d’empêcher la migration des fluides
vers la surface et de maintenir l'intégrité de la pression dans le puits :
1) Au fond du puits;
2) À travers le sabot du dernier coffrage;
3) Au niveau des zones productrices ou perméables.
Ainsi, un minimum de trois bouchons de ciment est généralement placé lors des opérations
d'abandon. Toutefois, la longueur des bouchons de ciments diffèrent selon la juridiction en place.
En effet, la longueur minimale requise chez les pays européens est la plupart du temps plus
élevée qu’ailleurs dans le monde (Tableau 5 et 6).
Également, l’intervalle entre les bouchons doit être rempli avec une boue lourde ou tout autre
liquide approuvé. Le processus peut prendre deux jours à une semaine, selon le nombre de
bouchons à être fixés dans le puits.
Une fois que les travaux de fermeture du puits sont terminés, le site doit être remis dans son état
initial. Donc, la tête de puits est retirée et les coffrages doivent être coupés sous la surface à un
mètre de profondeur. Une plaque d'acier est alors soudée sur le tubage. La couverture de sol
arable doit être remplacée et le site doit être ensemencé pour rétablir la végétation.
14
Tableau 5. Exigences minimales des bouchons de ciment au niveau du sabot du coffrage le
plus profond (Tiré de van der Kuip et al., 2011).
Pays
Longueur
minimum (m)
Extension minimale (m) sabot
de coffrage
Notes au-dessus au-dessous
Danemark 100 50 50
50 50 0 + bouchon mécanique
1
Norvège 100 50 50
50 50 0 + bouchon mécanique
1
Pays-Bas 100 100 50
50 50 0 + bouchon mécanique
1
Royaume-Unis 30 30 0
Canada 15+ * 15 * * selon la formation
États-Unis API 30 15 15
Alaska 60 30 30
Californie 30 15 15
Texas 30 15 15
Chine 30 - -
Japon 30 - - + bouchon mécanique1
1 Seul le Japon permet l’utilisation de bouchons mécaniques sans l’utilisation conjointe de
ciment.
Tableau 6. Exigences minimales des bouchons de ciment au niveau des zones perméables et
productrices (Tiré de van der Kuip et al., 2011).
Pays
Longueur
minimum (m)
Extension minimale (m)
zone perméable
Notes au-dessus au-dessous
Danemark 50 50 0
Norvège 100 50 0
Pays-Bas 100 - -
Royaume-Unis 30 30 0
Canada 30 15 15 < 1500 m
60 15 15 > 1500 m
États-Unis API 30 - -
Alaska 60 30 30
Californie 30 15 15
Texas 30 15 15
Chine 50 30 -
Japon 30 - 30
15
3. CHEMINS DE FUITES POTENTIELLES
Dans cette section, les chemins de fuites potentielles de fluides (fluides de fracturation, fluides de
formation, gaz, pétrole, etc.) reliés à la construction et à la fermeture des puits sont présentés. Les
chemins de fuites potentielles prennent généralement la forme de fractures ou micro-canaux dans
le ciment ou à l'interface ciment/formation (Figure 3). La nature de ces discontinuités et leur
processus de formation ne sont pas encore clairement connus. Cependant, plusieurs hypothèses
sont considérées dans la littérature :
La perte de pression dans la colonne de ciment pendant le durcissement (Cooke et al.,
1983).
La présence de boues de forage entre le coffrage et la formation pendant l'injection du
ciment liquide (Bonett et Pafitis, 1996).
La présence possible de gaz à haute pression au sein de formations près de la surface (Bol
et al., 1991).
La contraction du ciment lors de la prise (Dusseault et al., 2000). En effet, la contraction
du ciment réduit la contrainte radiale initiale entre le ciment et la roche de la formation.
Une fois que cette contrainte devient plus petite que la pression des fluides dans les pores
(gaz ou fluide de formation), des micro-fractures pourraient être crées à l'interface entre le
ciment et la formation.
La perte de ciment due à la pression hydrostatique très élevée de la colonne de ciment
liquide (avant le durcissement) qui fracture la formation et cause la pénétration de ciment
dans la formation (Vidic et al., 2013).
16
Figure 3. Construction d’un puits et exemples de fuites de gaz le long d’un puits de
production. A) entre le ciment et le coffrage; B) à travers des fractures; C) à travers des
ouvertures; D) entre le ciment et la formation; E) à travers le ciment. (Adapté de Vidic et
al., 2013)
On distingue habituellement les fuites selon que le puits soit en production ou fermé.
17
3.1 Puits en production
La migration de gaz naturel le long de puits de production a toujours été un problème reconnu
pour l'industrie du pétrole et du gaz (Stein et al., 2003). Par exemple, 4% de plus de près de 300
000 puits forés en Alberta ont déjà montré une fuite du gaz le long du ciment entre le coffrage et
la formation géologique (Watson et Bachu, 2009).
Bien que l'injection du coulis de ciment entre le tubage du puits et la formation est réalisée pour
isoler les formations poreuses et pour empêcher la migration du gaz, des fluides de formation et
des fluides de fracturation vers des formations peu profondes ou plus profondes, il est cependant
difficile en pratique de contrôler l’étanchéité (ou l'intégrité ciment/roche) du puits tout au long de
son exploitation. Dans le cas des puits pour le gaz de shale, les très fortes pressions nécessaires à
la fracturation hydraulique peuvent également contribuer à révéler des faiblesses structurelles
dans la construction du puits.
La qualité du ciment entre le coffrage et la roche ainsi que la présence de discontinuités est
généralement vérifiée par un essai de pression ou à l’aide d’un outil de diagraphie acoustique
(Boyd et al., 2006). En ce qui concerne la méthode de diagraphie acoustique, il est important de
noter que cette méthode ne permet pas toujours de détecter les discontinuités. Cette méthode ne
constitue donc pas une solution unique pour la détection des discontinuités. La présence de
micro-canaux, la position excentrée du coffrage, la présence d’une formation peu poreuse (ce qui
est le cas des shales), la présence de ciment à faible densité (ciment très poreux) et le temps
nécessaire à la réalisation des diagraphies par rapport au durcissement complet du ciment sont
des facteurs qui peuvent fortement influencer la qualité des résultats de diagraphie acoustique
(Boyd et al., 2006). Dans le cas où les résultats permettent d'identifier des discontinuités, elles
peuvent être bouchées en réinjectant du ciment par un processus appelé « compression »
(« remedial cementing » ou « squeezing »).
Une autre technique proposée permettant de détecter une fuite de gaz liée à la présence de
discontinuités du ciment est le suivi des eaux souterraines peu profondes dans le voisinage des
puits de gaz (Bair et al., 2000; van Stempvoort et al., 2005). Par contre, cette méthode ne permet
pas d’identifier la profondeur de la fuite dans le puits.
Quelle que soit la nature des discontinuités, elles peuvent se propager vers le haut lors de la
production en raison d'un déséquilibre entre la pression du gaz ou du fluide de formation dans les
micro-fractures et les contraintes dans la roche de la formation (Dusseault et al., 2000). La
propagation des fractures est très lente pendant les premières années de production. Durant cette
période, la pression importante à l'intérieur du puits maintient les fractures fermées. Comme la
pression diminue au fur et à mesure que le gaz est extrait, les fractures ont tendance à s'ouvrir et à
se propager vers la surface. D'après Dusseault et al. (2000), quelques décennies sont nécessaires
pour que les micro-canaux forment un chemin préférentiel et que le gaz atteigne la surface.
3.2 Puits abandonnés
Lorsque des formations géologiques perméables sont en contact avec des couches peu
perméables, ces dernières constituent normalement des barrières naturelles à la migration des
fluides de formation et du gaz naturel vers les aquifères superficiels. Cependant, si des puits
18
abandonnés mal scellés traversent ces formations peu perméables, ils peuvent alors créer un
chemin préférentiel d’écoulement vers les couches perméables et transmettre au cours du temps
les fluides de formation et le gaz naturel vers les formations superficielles (Chafin, 1994;
Lacombe et al., 1995).
La procédure de la fracturation hydraulique (qui consiste à injecter de l'eau à haute pression dans
la formation géologique contenant du gaz) peut également causer une augmentation de pression
dans les formations géologiques et faciliter la migration des fluides de fracturation ou de
formation le long des puits abandonnés situés à proximité du puits d’injection.
La Figure 4 illustre un exemple typique d'abandon de puits après l'exploration (Figure 4a) ou
l'épuisement du réservoir (Figure 4b) ainsi que les chemins de fuites potentiels pour chacun de
ces cas. Comme le montre cette figure, il existe deux méthodes d'abandon des puits de pétrole et
gaz (Watson et Bachu, 2009). Au Québec, ces deux méthodes sont encadrées par le Règlement
sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains.
1) Puits ouvert (Figure 4a): Le colmatage consiste à isoler toute zone poreuse par des
bouchons de ciment afin de prévenir tout mouvement de liquide vers le haut ou vers le bas
et ainsi éviter la contamination des nappes d’eau souterraines et les éruptions
potentiellement dangereuses à la surface. Il existe également un autre type de colmatage,
qui nécessite une plus grande quantité de ciment, et qui consiste à injecter du ciment sous
pression dans la totalité du trou de forage, à partir du fond vers le haut du puits.
2) Puits coffré (Figure 4b): Le processus d'abandon consiste à obturer un puits en plaçant
dans le coffrage de production des bouchons en ciment (accompagnés ou non de
bouchons mécaniques), à des profondeurs stratégiques pour séparer diverses zones et les
sceller en permanence. Le processus permet d'empêcher que des fluides, notamment du
pétrole, du gaz naturel ou de la saumure, s’échappent du puits.
19
Figure 4. Techniques d’abandon typique en Alberta: (a) puits ouvert; (b) puits coffré. (Tiré
de Watson et Bachu, 2009)
20
4. LA GÉOLOGIE DU BASSIN DES BASSES-TERRES DU SAINT-LAURENT
Le bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent, qui fait partie de la province géologique de la
plate-forme du Saint-Laurent (Brisebois et Brun, 1994; Bédard et al., 2011), se situe dans le sud
du Québec, dans l’axe géographique Québec-Montréal (Figure 5). Du point de vue géologique, ce
bassin repose en discordance sur le socle précambrien de la province de Grenville, subdivision du
Bouclier canadien (Figure 5 et Figure 6).
Le bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent est une succession de roches sédimentaires (Figure
7), d’une épaisseur totale pouvant dépasser 3000 mètres à certains endroits, composée, de la base
vers le sommet de : grès du Cambrien - Ordovicien inférieur caractéristiques d’un milieu marin
peu profond à subaérien (Groupe de Potsdam); des dolomies et des grès dolomitiques de
l’Ordovicien inférieur à moyen (Groupe de Beekmantown) et des calcaires gréseux (groupes de
Chazy et de Black River) et argileux (Groupe de Trenton) de l’Ordovicien moyen à supérieur
déposés dans un milieu marin peu profond à moyennement profond; des shales noirs (Shale
d’Utica) de l’Ordovicien supérieur déposés dans un niveau marin profond; des turbidites syn-
orogéniques (groupes de Sainte-Rosalie et de Lorraine) et la molasse post-taconienne (Groupe de
Queenston) de l’Ordovicien supérieur (Globensky, 1987; Lavoie, 1994). Ces roches sont
essentiellement recouvertes de dépôts glaciaires et fluvioglaciaires, pouvant atteindre plus de 100
mètres d’épaisseur, constitués de sable et de gravier recouverts d’argile marine datant du
Quaternaire et déposée par l’ancienne mer de Champlain.
Au sud-est, le bassin des Basses-terres du Saint-Laurent est limité par une importante faille de
chevauchement, la Ligne Logan, qui marque le contact avec le bassin cambro-ordovicien des
Appalaches (Figure 5 et Figure 6). Ce dernier est caractérisé par des unités ayant subi plusieurs
phases de déformation, dont les orogenèses taconienne et acadienne (St-Julien et Hubert, 1975;
Brisebois et Brun, 1994).
Trois grands corridors d’exploration du gaz de shale dans le sud du Québec ont été déterminés
(Figure 8), fondés sur la profondeur du Shale d’Utica qui augmente du nord-ouest vers le sud-est
(Figure 6) : (1) la plateforme peu profonde, où le Shale d’Utica affleure localement sur la rive
nord du fleuve Saint-Laurent pour atteindre une profondeur d’environ 800 m; (2) au sud-est de la
faille de Yamaska, la profondeur du Shale d’Utica augmente ainsi que son épaisseur, où son
sommet se trouve entre 1 200 et 2 500 m de profondeur; et (3) au sud-est de la Ligne Logan, le
Shale d’Utica est à plus de 2 500 m de profondeur, mais une partie de la plateforme du Saint-
Laurent a été mobilisée par des grandes failles et des écailles peuvent avoir été transportés à des
profondeurs moins importantes (Figure 6). Les travaux d’exploration réalisés par l’industrie du
gaz de shale ces dernières années se sont concentrés dans le deuxième corridor.
21
Figure 5. Carte géologique des Basses-Terres du Saint-Laurent, d’après Globensky (1987).
La projection en surface de la faille de Yamaska est en pointillé sur la carte.
L’interprétation de la ligne sismique M2001 est représentée à la Figure 6.
22
Figure 6. Coupe géologique du profil sismique M-2001, localisée sur la Figure 5, montrant
l’architecture du bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent en profondeur. (Adapté de
Castonguay et al., 2010)
23
Figure 7. Colonne stratigraphique des Basses-Terres du Saint-Laurent. (Tiré de Comeau et
al., 2013).
24
Figure 8. Carte de la répartition des puits d’exploration pétrolières et gazières ainsi que de
gaz de shale forés dans les Basses-Terres du Saint-Laurent jusqu’à maintenant.
25
5. DÉFINITION DE LA ZONE D’ÉTUDE ET DES PÉRIODES DE TEMPS
Puisqu’il n’était pas possible d’analyser l’ensemble des puits situés dans les Basses-Terres du
Saint-Laurent dans la période de temps accordée pour la réalisation de l’étude, un
échantillonnage de puits représentatif de l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent
a été réalisé. Les puits ont d’abord été divisés en trois zones correspondant aux trois couloirs
d’exploration du gaz de shale (Figure 1 et Figure 8). Il est à noter que la faille de Yamaska
(Figure 1, Figure 5, Figure 6 et Figure 8), qui délimite les zones 1 et 2, est une structure qui
n’affleure pas en surface, donc son tracé à la surface n’est pas précis. Étant donné que plusieurs
puits se retrouvent très près de part et d’autre de cette limite (Figure 1 et Figure 8), certains puits
n’ont peut-être pas été classé dans la bonne zone. Cependant, cet aspect est négligeable étant
donné que la méthodologie n’avait pour but que de définir un échantillon représentatif de
l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent et non d’étudier précisément les puits
d’une zone. Ainsi, le nombre de puits de gaz de shale considérés dans chacun des couloirs
pourrait différer du nombre rapporté dans d’autres études.
Afin de faire ressortir les tendances temporelles reliées à l’évolution des pratiques de l’industrie,
une deuxième discrimination a été réalisée, reposant sur des périodes de temps précises. Le choix
des périodes a été effectué à la suite d’une analyse préliminaire des données disponibles. Suite à
cette analyse, les puits conventionnels ont été divisés en quatre périodes de temps, basées
principalement sur l’évolution des méthodes de fermeture:
1) Avant 1950 (< 1950) : période avec très peu d’information sur les méthodes de
fermeture, où le bois et le ciment sont souvent utilisés pour l’obturation des puits.
2) 1950-1959 : période avec peu d’information sur les méthodes de fermeture, où le bois et
le ciment sont souvent utilisés pour l’obturation des puits et où les bouchons mécaniques
font leur arrivée.
3) 1960-1969 : période où le bois disparaît des méthodes de fermeture et où le ciment
devient le matériel le plus couramment utilisé.
4) Après 1970 (> 1970) : période très bien documentée sur les méthodes d’obturation des
puits où la classification du ciment utilisé est souvent disponible.
En plus de ces quatre périodes, les puits de gaz de shale (Figure 1 et Figure 8) ont été classés dans
une catégorie à part, étant donné qu’ils ont tous été forés récemment, soit depuis 2006 et que ce
sont des puits non conventionnels pour lesquels les méthodes de forage et de construction
peuvent différer. De plus, aucun de ces puits n’est présentement abandonné, ce qui en fait une
catégorie à part. Le Tableau 7 montre la répartition des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent
dans les trois zones ainsi que selon les quatre périodes, en plus des puits de gaz de shale. La
Figure 9 montre la distribution de l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent au
cours du temps. On remarque que la majorité des puits se retrouvent dans la zone 1 (Tableau 7),
tandis qu’aucun puits des périodes < 1950 et 1950-1959 ne se retrouve dans la zone 3.
Suite à l’analyse de ces données, la zone 2 a été choisie comme échantillon représentatif de
l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent pour les raisons suivantes :
1) Les puits y sont distribués uniformément au cours du temps (Figure 9);
2) La majorité des puits de gaz de shale s’y trouvent, soit 22 sur un total de 29 (Tableau 7);
3) Le nombre total de puits, 85 sur un total de 280, était raisonnable pour cette analyse.
26
Tableau 7. Répartition des puits conventionnels des Basses-Terres du Saint-Laurent en
quatre périodes de temps en plus des puits de gaz de shale.
Puits conventionnels Puits de
< 1950 1950-1959 1960-1969 > 1970 gaz de shale Total
Zone 1 17 62 33 38 5 155
Zone 2 21 16 4 22 22 85
Zone 3 0 0 1 37 2 40
Total 38 78 38 97 29 280
Toutefois, il est à noter que seulement quatre puits de la zone 2 se retrouvent dans la période de
temps 1960-1969 (Tableau 7). Pour cette raison, les périodes 1950-1959 et 1960-1969 ont été
regroupées en une seule période, soit 1950-1969, afin d’obtenir un nombre de puits plus uniforme
pour chacune des périodes (Tableau 8). En effet, pour la zone 2, 21 puits se retrouvent dans la
période < 1950, 20 puits pour la période 1950-1969, 22 puits pour la période > 1970, et
finalement 22 puits de gaz de shale.
Tableau 8. Répartition des puits conventionnels des Basses-Terres du Saint-Laurent en
trois périodes de temps en plus des puits de gaz de shale.
Puits conventionnels Puits de
< 1950 1950-1969 > 1970 gaz de shale Total
Zone 1 17 95 38 5 155
Zone 2 21 20 22 22 85
Zone 3 0 1 37 2 40
Total 38 116 97 29 280
27
Figure 9. Histogramme de l’année de construction pour l’ensemble des puits des Basses-
Terres du Saint-Laurent.
28
6. PRÉSENTATION ET ANALYSE DES DONNÉES
Dans cette section, les données qui ont été compilées pour les 85 puits de la zone 2 sont
présentées et des constats sont émis en ce qui concerne le statut des puits, le nombre de coffrages
par puits, le grade des coffrages, le coffrage de surface, le statut des coffrages, leur cimentation,
les sections coffrées à l’abandon, le statut d’abandon et les types de bouchons. Lorsque cela était
approprié, nous avons tenté d’établir brièvement les dispositions règlementaires relatifs à ces
éléments au Québec et ailleurs ainsi que de déterminer quelles sont les meilleures pratiques
recommandées par l’industrie. Les constats sont ensuite confrontés avec les règlements et les
bonnes pratiques afin d’émettre des avis relatif à la pérennité de l’ouvrage.
6.1 Le statut des puits
Deux types de statut existent pour les puits de la zone 2 :
1) Abandonné : puits inactif qui a eu ou pas des travaux de fermeture et d’obturation.
Aujourd’hui, un permis de fermeture définitive est remis pour ce type de puits.
2) Complété : puits suspendu par l’opérateur ou fermé temporairement en attente de travaux
futurs à l’intérieur du puits. Aujourd’hui, un permis de fermeture temporaire est remis
pour ce type de puits.
La Figure 10 montre le statut des 85 puits de la zone 2 (Tableau 8 et Figure 9) au cours du temps.
La très grande majorité des puits conventionnels ont le statut abandonné, alors que tous les puits
de gaz de shale sont à l’étape de la complétion (en évaluation, suspendus ou temporairement
fermés). Deux puits conventionnels des années 1970 sont aujourd’hui encore suspendus, c’est-à-
dire ayant le statut « complété », mais il est à noter qu’ils ont tous deux eu une réentrée lors des
15 dernières années.
29
Figure 10. Histogramme du statut des puits en fonction du temps.
6.2 Le nombre de coffrages par puits et leur type
Premièrement, les informations sur les coffrages des puits ne sont pas toujours disponibles. Le
Tableau 9 montre le nombre de puits ayant des informations disponibles sur les coffrages, ainsi
que le nombre de ces coffrages qui sont documentés, tandis que la Figure 11 montre la
disponibilité de ces informations au cours du temps. Ces figures montrent que le nombre de
coffrage documentés à l’intérieur des 68 puits de la zone 2 évolue au cours du temps et que ce
sont principalement les puits les plus anciens qui sont le moins bien documentés.
Tableau 9. Répartition des informations disponibles sur les coffrages des puits.
Périodes # de puits # de coffrages
< 1950 8 / 21 38
1950 – 1969 17 / 20 39
> 1970 22 / 22 57
Gaz de shale 21 / 22 49
Total 68 / 85 183
30
Figure 11. Histogramme des informations disponibles sur les coffrages en fonction du
temps.
La Figure 12 montre la distribution du nombre de coffrages à l’intérieur des puits pour chacune
des périodes de temps. Toutefois, le type de coffrages (conducteur, surface, intermédiaire,
production) n’est pas toujours identifié spécifiquement avant les années 1970. Le Tableau 10
montre le nombre de coffrages dont le type est clairement identifié parmi les 68 puits de la zone
2. Il est à noter qu’à une certaine époque, les coffrages étaient parfois retirés lors de l’abandon
d’un puits afin de les récupérer pour la réalisation d’autres puits. Ainsi, dans la Figure 12 et le
Tableau 10, les coffrages considérés englobent tous les coffrages qui ont été installés dans les
puits, incluant ceux qui ont été retirés par la suite. À l’inverse, la Figure 13 montre la distribution
du nombre de coffrages à l’intérieur des puits après que certains coffrages aient été retirés lors
des travaux d’abandon. On remarque que plus aucun puits ne contient plus de quatre coffrages et
que deux puits de la période < 1950 se sont fait retirés tous leurs coffrages, car le nombre de puits
de cette période passe de 8 (Figure 12) à 6 (Figure 13).
Malgré que seulement 47 puits conventionnels sur les 63 aient des informations sur l’existence et
les caractéristiques des coffrages installés (Tableau 9 et Figure 11), l’information sur les
coffrages est habituellement disponible à partir de 1950. Pour les puits de gaz de shale, tous les
puits excepté un seul ont de l’information sur les coffrages en place.
31
Depuis 1950, le nombre de coffrage pour les puits conventionnels varie entre 1 et 4, mais est
majoritairement de 2 ou 3 (coffrage de surface, intermédiaire, de production). Pour ce qui est des
puits de gaz de shale, le nombre de coffrages est de 2 ou 3. Avant 1950, le nombre de coffrages
est souvent plus élevé, pouvant atteindre 8 coffrages par puits (Figure 12). En effet, la méthode
de forage qui était utilisée à cette époque était le forage aux câbles et cette méthode nécessite la
mise en place progressive de coffrages afin d'isoler les zones productrices d'eau/saumure
rencontrées et qui empêchent sa progression. Les foreuses modernes (> 1950) n’ont pas cette
limitation, ce qui pourrait expliquer le nombre de coffrages plus faible dans les périodes récentes.
Figure 12. Histogramme du nombre de coffrages avant l’abandon par puits pour chacune
des périodes.
32
Figure 13. Histogramme du nombre de coffrages après l’abandon par puits pour chacune
des périodes.
Tableau 10. Répartition des types de coffrages pour chacune des périodes.
Autre
Périodes Conducteur Surface Intermédiaire Production # puits # coffrage
< 1950 1 0 0 0 7 37
1950 – 1969 0 4 0 1 13 34
> 1970 18 21 8 8 1 2
Gaz de shale 3 21 17 8 0 0
Total 22 46 25 17 21 73
6.3 Le grade des coffrages
L’American Petroleum Institute (API) normalise la qualité (ou le grade) des coffrages selon leur
usage (Tableau 3). Toutefois, l’information sur le grade des coffrages n’est pas toujours
disponible. Le Tableau 11 présente la proportion des puits ayant de l’information sur le grade des
33
coffrages ainsi que le nombre de coffrages documentés pour chacune des périodes. Sur un total
de 183 coffrages contenus dans les 85 puits, seuls 74 coffrages ont de l’information concernant le
grade. La Figure 14 montre cette information au cours du temps tandis que la Figure 15 montre la
distribution du grade en fonction du type de coffrage. La majorité des puits > 1970 ont
l’information disponible, alors qu’elle très rare avant cette période. Toutefois, lorsque
documentés, les coffrages utilisés au Québec suivent la nomenclature de l’API. Aucune analyse
n’a été effectuée afin de savoir si le bon type de coffrage a été utilisé pour les situations propres à
chaque puits.
Tableau 11. Répartition des informations disponibles sur le grade des coffrages pour
chacune des périodes.
Périodes # de puits # de coffrages
< 1950 0 / 21 0 / 38
1950 – 1969 3 / 20 5 / 39
> 1970 19 / 22 36 / 57
Gaz de shale 16 / 22 33 / 49
Total 38 / 85 74 / 183
Figure 14. Histogramme des informations disponibles sur le grade des coffrages en fonction
du temps.
34
Figure 15. Histogramme du grade des coffrages en fonction du type de coffrage pour les
puits conventionnels et de gaz de shale.
6.4 Le coffrage de surface
Le coffrage de surface est souvent considéré comme le plus important car il a pour but de
protéger les eaux potables souterraines. En effet, la longueur du coffrage de surface fait l’objet
d’exigences minimales dans de nombreuses juridictions, dont le Québec. Toutefois, comme
montré au Tableau 10, le coffrage de surface n’est pas toujours présent ou du moins documenté
dans les puits. Le Tableau 12 résume les informations disponibles sur le coffrage de surface pour
chacune des périodes de temps des 85 puits de la zone 2 (Tableau 8 et Figure 9).
Tableau 12. Répartition des informations disponibles sur les coffrages de surface.
Périodes # de puits
< 1950 0 / 21
1950 – 1969 4 / 20
> 1970 21 / 22
Gaz de shale 21 / 22
Total 46 / 85
35
À partir des 46 puits de la zone 2 ayant des informations sur le coffrage de surface (Tableau 12),
la Figure 16 montre la distribution de la longueur de ces coffrages de surface.
Figure 16. Histogramme de la longueur des coffrages de surface des puits. Note : la classe
550-600 m regroupe tous les puits ayant un coffrage de surface d’une longueur supérieure à
550 mètres.
Selon les dispositions règlementaires en vigueur au Québec, le titulaire de permis de forage de
puits doit fixer le coffrage de surface à une profondeur égale ou supérieure à 10% de la
profondeur maximale prévue au programme de forage. En Alberta, la profondeur minimale à
laquelle le coffrage de surface doit atteindre est basée sur la valeur maximale des trois calculs
suivant:
1) Profondeur la plus élevée d’un puits d’eau dans un rayon de 200 m
2) Gradient de pression maximum TVD 0.5 0.0000625 TVD
22 kPa/m
3) 10% de la profondeur maximale prévue
36
De son côté, l’American Petroleum Institute (API) recommande que le coffrage de surface doit
être fixé en-dessous de tout aquifère d’eau douce.
En considérant la règlementation en vigueur présentement au Québec, soit que le coffrage de
surface doit avoir une longueur minimale de 10% de la profondeur maximale du puits, le Tableau
13 et la Figure 17 montrent la conformité des 85 puits de la zone 2 (Tableau 8 et Figure 9). Il est
à noter que dans le cas des puits de gaz de shale, la profondeur maximale correspond à la
profondeur verticale réelle (« True Vertical Depth »), car cette information était facilement
disponible dans les rapports de forage. Toutefois, nous avons négligé l’effet de déviation des
puits conventionnels et nous avons donc considéré que leur profondeur maximale était la
longueur de ces puits. Il en résulte que 40 puits, dont 20 pour le gaz de shale, sont conformes au
règlement actuel du Québec concernant la longueur minimale du coffrage de surface, tandis que 6
coffrages ne sont pas conformes (dont un puits de gaz de shale). Les coffrages conformes se
retrouvent majoritairement après 1970 tandis que qu’avant cette date, il y a peu d’information
disponible et la conformité est variable.
Toutefois, il est à noter que le règlement du Québec ne correspond pas à la recommandation de
l’API, qui recommande que la profondeur du coffrage de surface soit déterminée en égard à la
profondeur des aquifères d’eau douce, indépendamment de la longueur du forage. Étant donné
que les forages de la zone 2 sont généralement plus profonds que 1000 m, les coffrages sont donc
supérieurs à 100 m. Cette valeur correspond à la profondeur maximale généralement admise pour
l’exploitation de l’eau souterraines dans les aquifères d’eau douce au Québec. Ainsi, même si le
règlement actuel ne traduit pas l’essence de la recommandation de l’API, il en résulte que les
coffrages de surface sont suffisamment profonds pour protéger les eaux souterraines. Cette
situation pourrait toutefois être différente dans la zone 1 où les puits d’exploration pétrolière et
gazière sont moins profonds.
Tableau 13. Répartition des coffrages de surface des puits conformes au règlement actuel.
Périodes Conformes
Non-
conformes
Pas
d'information
< 1950 0 0 21
1950 – 1969 1 3 16
> 1970 19 2 1
Gaz de shale 20 1 1
Total 40 6 39
37
Figure 17. Histogramme de la conformité des coffrages de surface des puits par rapport au
règlement actuel en fonction du temps.
6.5 Le statut des coffrages
Bien que la très grande majorité des coffrages soient maintenant « cimentés », cette pratique n’a
pas toujours été en vigueur dans le passé. En effet, certains coffrages étaient parfois « fixés » à la
paroi rocheuse d’un puits à l’aide d’obturateurs (« packers »). D’autres fois, ils étaient tout
simplement suspendus, appelés alors « libres ». Le Tableau 14 et la Figure 18 montre la
répartition du statut des 183 coffrages des puits de la zone 2 (Tableau 9 et Figure 11). Après
1970, presque tous les coffrages sont « cimentés », tandis qu’avant 1970, beaucoup de coffrages
ont le statut « libre ». Il est à noter que la plupart de ces coffrages « libres » ont éventuellement
été retirés lors de l’abandon du puits. Dans ce cas, c’est la méthode d’abandon du puits qui
détermine la pérennité de l’ouvrage. Si les coffrages libres n’ont pas été retirés, le puits pourrait
avoir des problèmes d’étanchéité à long terme.
38
Tableau 14. Répartition des informations disponibles sur le statut des coffrages des puits.
Coffrages fixes Coffrages libres Coffrages cimentés Pas d'information
Périodes # de
puits
# de
coffrages
# de
puits
# de
coffrages
# de
puits
# de
coffrages
# de
puits
# de
coffrages
< 1950 0 0 6 29 4 7 1 2
1950 –
1969 2 2 6 11 9 13 4 13
> 1970 2 2 0 0 21 53 1 2
Gaz de
shale 0 0 2 2 19 42 3 5
Total 4 4 14 42 53 115 9 22
Figure 18. Histogramme du statut des coffrages en fonction du temps.
6.6 La cimentation des coffrages
Le Tableau 14 et la Figure 18 montrent que sur les 183 coffrages recensés, 115 coffrages ont un
statut « cimenté ». Toutefois, l’information concernant la cimentation complète ou partielle de
39
ces coffrages demeure limitée. En effet, comme le montrent le Tableau 15 et la Figure 19,
seulement 38 sur 73 coffrages de puits conventionnels ont l’information disponible sur leur
cimentation complète, soit jusqu’à la surface, tandis que 30 sur 42 coffrages de puits de gaz de
shale ont l’information disponible.
Tableau 15. Répartition des informations disponibles sur la cimentation complète des
coffrages.
Périodes
Cimentation
complète
Pas
d'information
< 1950 0 7
1950 – 1970 0 13
> 1970 38 15
Gaz de shale 30 12
Total 68 47
Figure 19. Histogramme des coffrages au cours du temps qui ont été cimentés
complètement, soit jusqu’à la surface.
L’American Petroleum Institute (API) normalise la classe de ciment utilisé lors de la cimentation
des coffrages selon leur usage (Tableau 4). Pour les 53 puits ayant des coffrages cimentés,
40
seulement 16 sur 34 puits conventionnels ont l’information disponible sur la classe de ciment
utilisé lors de la cimentation des coffrages, tandis que 13 sur 19 puits de gaz de shale ont
l’information disponible (Figure 20).
Après 1970, les ciments principalement utilisés portent les standards établis par l’API (classes A,
B, G principalement) et devraient permettre de préserver l’intégrité des puits. Avant 1970, les
ciments de construction et Portland sont plutôt utilisés, ce qui pourrait occasionner des problèmes
d’intégrité de ces puits, étant donné qu’ils ne sont pas conformes aux standards de l’API.
Figure 20. Histogramme de la classe de ciment utilisée pour les coffrages des puits au cours
du temps.
6.7 Section coffrée des puits abandonnés
La Figure 21 montre le pourcentage coffré des puits au moment de leur abandon. Depuis 1970, la
majorité des puits, incluant ceux pour le gaz de shale, ont des coffrages sur plus de la moitié de
leur longueur totale, alors que c’était l’inverse avant 1970. La section non coffrée des puits peut
correspondre à un intervalle de production dans lequel un coffrage temporaire (« liner ») est
inséré et éventuellement retiré ou simplement à une section pour lequel le coffrage a été retiré,
comme c’était la pratique pour les puits les plus anciens.
41
Figure 21. Histogramme du pourcentage coffré des puits au cours du temps.
6.8 Statut d’abandon
Lors des travaux d’abandon d’un puits, deux situations peuvent être rencontrées :
1) Puits ouvert (en anglais, « open hole ») : puits sans coffrage de production. Les unités
productrices ne sont donc pas coffrées. Nous distinguons de plus les puits ouverts avec
coffrages (p.ex. : coffrages de surface et intermédiaire) et les puits ouverts sans aucun
coffrage.
2) Puits coffré (en anglais, « cased hole ») : puits avec un coffrage de production. Des
perforations doivent donc être réalisées à travers le coffrage afin d’atteindre les unités
productrices.
Le Tableau 16 et la Figure 22 montrent le statut d’abandon des 60 puits « abandonnés ». Au total,
9 sont des puits ouverts sans aucun coffrage, 22 sont des puits ouverts ayant une section coffrée,
puis finalement 7 puits ont des coffrages sur toute leur longueur. Selon Watson et Bachu (2009),
les puits abandonnés ouverts ont une probabilité de fuite moins élevée que les puits coffrés
abandonnés. Il est à noter que 22 puits n’ont pas d’information sur les travaux d’abandon réalisés
à l’intérieur de ces puits. Ainsi, certains puits ont des coffrages à l’intérieur, mais aucune autre
information n’est disponible concernant le type de bouchons utilisés, leur longueur ainsi que leur
position.
42
Tableau 16. Répartition du statut d’abandon des puits.
Puits ouverts Pas
d'information Périodes sans coffrage avec coffrages Puits coffrés
< 1950 6 1 0 14
1950 – 1970 3 10 2 5
> 1970 0 11 5 3
Total 9 22 7 22
Figure 22. Histogramme du statut d’abandon des puits au cours du temps.
6.9 Types de bouchon utilisés à l’abandon
Lors des travaux d’abandon d’un puits, des bouchons sont installés à différentes profondeur à
l’intérieur des puits afin de les obturer et ainsi éviter que des fluides migrent vers la surface. Ces
bouchons sont la plupart du temps placés soit au fond même du puits, sur ou au-dessus des zones
productrices ou bien vis-à-vis la jonction de certains coffrages. Différents matériels ont été
43
utilisés au cours du temps comme bouchons et peuvent être regroupés en trois grandes
catégories : (1) le bois; (2) le ciment; et (3) les bouchons mécaniques (ou « bridge plugs »).
Le Tableau 17 et la Figure 23 montrent l’évolution du matériel utilisé pour les bouchons lors de
l’abandon des puits. Les bouchons de bois sont utilisés exclusivement dans les puits des périodes
> 1950 et 1950-1970. À l’inverse, les « bridge plugs » sont presqu’exclusivement utilisés dans la
période > 1970, à l’exception d’un puits de la période 1950-1970 (Figure 23).
Le nombre de bouchons installés dans les puits lors des travaux d’abandon au cours du temps est
présenté dans le Tableau 18. Depuis les années 1970, le nombre des bouchons est beaucoup plus
élevé. En effet, moins de deux bouchons étaient placés avant les années 1970, alors que plus de
quatre sont recensés depuis cette période.
Tableau 17. Répartition du type de bouchons utilisés lors de l’abandon des puits.
Nombre de puits
Périodes Bois Ciment Bridge plugs
Pas
d'information
< 1950 3 4 0 14
1950 – 1969 4 10 1 5
> 1970 0 16 5 3
Total 7 25 6 22
Tableau 18. Répartition du nombre de bouchon utilisé lors de l’abandon des puits.
Nombre de bouchon par puits
Périodes Bois Ciment Bridge plugs
< 1950 1 1,75 -
1950 – 1969 2,5 1,9 3
> 1970 0 4,38 1,2
44
Figure 23. Histogramme du type de bouchons utilisés lors de l’abandon des puits des au
cours du temps.
6.10 Longueur des bouchons de ciment
Sur les 96 bouchons de ciment des puits recensés dans les puits abandonnés (Tableau 17 et
Tableau 18), seulement 86 ont de l’information sur leur longueur. La Figure 24 montre la
distribution de la longueur des bouchons de ciment selon les trois périodes de temps.
45
Figure 24. Histogramme de la longueur des bouchons de ciment utilisés lors de l’abandon
des puits selon les trois périodes de temps. Note : la classe 290-300 m regroupe tous les
bouchons d’une longueur supérieure à 290 mètres.
6.11 Règlementation québécoise de l’abandon des puits
Dans le Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains [R.R.Q., c. M-13.1,
r. 1], certaines exigences sont demandés lors des travaux d’abandon des puits (appelé « fermeture
définitive »). Les quatre principales exigences ont été analysées pour les 60 puits abandonnés.
6.11.1 Exigence #1
Un bouchon de ciment d'une longueur minimale de 30 m doit être placé au fond du puits.
La Figure 10 montre que seulement 17 puits sur 60 ont un bouchon de ciment d’une longueur
minimale de 30 mètres au fond du puits (Figure 25). Les 43 autres puits n’ont pas l’information
suffisante pour savoir s’ils sont conformes au règlement actuel.
46
Figure 25. Histogramme de la conformité des puits à l’exigence #1 de l’abandon au cours du
temps.
6.11.2 Exigence #2
Puits ouvert (« open hole ») :
Chaque zone perméable du puits doit être isolée au moyen d'un bouchon de ciment, lequel
ne doit pas être inférieur à 30 m de longueur lorsqu'il est placé dans une partie du puits
non protégée par un coffrage.
Puits coffré (« cased hole ») :
Chaque zone perméable du puits doit être isolée au moyen d'un bouchon de ciment, lequel
ne doit pas être inférieur à 10 m de longueur lorsqu'il est placé dans une partie du puits
protégée par un coffrage.
Comme le terme « zone perméable » n’est pas défini dans le règlement, toutes les zones ayant eu
un essai de production ou un essai aux tiges (DST) ont ainsi été considérées. Il s’agit d’une
hypothèse très conservatrice, sachant que plusieurs des zones testées ont révélées une très faible
perméabilité. Par exemple, en Alberta (Alberta Energy Regulator (AER), 2010), pour qu’une
zone soit considérée perméable, elle doit satisfaire une de ces conditions:
zone carbonatée ayant une porosité effective supérieure à 1%;
47
zone gréseuses ayant une porosité effective supérieure à 3%;
zone productive, peu importe sa porosité;
zone d’essais aux tiges (DS) ayant produit plus de 300 mètres linéaires de fluide de
formation ou plus de 300 m3 de gaz.
La Figure 26 montre que 14 puits ouverts ont un bouchon d’une longueur minimale de 30 mètres
sur chacune de ces zones perméables, tandis que seulement deux puits coffrés ont un bouchon
d’une longueur minimale de 10 mètres sur chacune des zones perméables. 44 puits n’ont pas
l’information suffisante pour savoir s’ils sont conformes au règlement actuel.
Figure 26. Histogramme de la conformité des puits à l’exigence #2 de l’abandon au cours du
temps.
6.11.3 Exigence #3
Un bouchon de ciment d'une longueur minimale de 30 m doit être placé à travers le sabot du
tubage de surface lorsque ce tubage représente la plus profonde colonne de tubage dans le puits.
Comme le coffrage de surface est très rarement le coffrage le plus profond dans les puits, le
dernier coffrage, et non le coffrage de surface, a été retenu pour l’analyse de ce règlement.
48
Comme il se fait dans la plupart des autres juridictions dans le monde (Tableau 5), le règlement
québécois pourrait être modifié afin de tenir compte du dernier coffrage, soit celui le plus
profond.
La Figure 27 montre que 22 puits ont un bouchon de ciment d’une longueur minimale de 30
mètres à travers le sabot du dernier coffrage. 38 puits n’ont pas l’information suffisante pour
savoir s’ils sont conformes à ce règlement.
Figure 27. Histogramme des puits au cours du temps ayant un bouchon de ciment de 30 m à
travers le dernier coffrage.
6.11.4 Exigence #4
Dans le cas d'un puits sur terre, chaque tubage doit être sectionné à 1 m au-dessous de la surface
du sol, un bouchon de ciment doit remplir les 10 derniers mètres du tubage interne, et une plaque
d'acier d'une épaisseur d'au moins 1 cm doit être soudée sur l'orifice du tubage extérieur.
Pour le bouchon de ciment, les 10 premiers mètres du dernier coffrage ont été considérés, soit de
la surface jusqu’à 10 mètres de profondeur, et non les 10 derniers mètres. Ceci pourrait d’ailleurs
causer une ambiguïté dans le règlement et ce dernier pourrait être modifié en conséquence.
49
La Figure 28 montre que 23 puits satisfont le règlement actuel, tandis que 37 puits n’ont pas
l’information suffisante pour savoir s’ils sont conformes.
Figure 28. Histogramme conformes à l’exigence #4 de l’abandon au cours du temps.
50
7. DISCUSSION
À l’aide des données compilées et présentées dans la section précédente, il est possible de poser
un jugement concernant l’intégrité des puits abandonnés en lien avec les méthodes de forage, de
construction et d’abandon. Pour ce faire, nous considérons deux approches, soit l’évaluation
générale de l’intégrité des puits abandonnés pour chacune des périodes considérées ainsi que
l’évaluation individuelle de chacun des puits. Pour la seconde approche, nous nous contentons
d’en présenter la méthodologie car sa mise en œuvre n’a pas été réalisée.
7.1 Évaluation générale de l’intégrité des puits abandonnés
À l’aide des données présentées dans la section 6, il est possible de porter un jugement général
concernant l’intégrité des puits abandonnés pour chacune des périodes considérées (Tableau 19).
Pour ce faire, nous avons considéré que les fuites dues au mode de construction et aux mesures
d’obturation peuvent être évitées si les puits sont conformes aux recommandations actuelles de
l’API. Ainsi, pour la plupart des éléments analysés dans la section 6, nous avons porté un
jugement général sur l’ensemble des puits de chacune des périodes à savoir si les caractéristiques
sont peu, moyennement ou bien conformes. Le jugement a été porté uniquement lorsque les
données étaient jugées suffisantes.
Tableau 19. Évaluation générale de l’intégrité des puits abandonnés par périodes.
Éléments à évaluer
Périodes Gaz de
shale < 1950 1950-1969 > 1970
Coffrages
Informations disponibles
Grade API
Longueur du coffrage de surface
Ciment Informations disponibles
Classe API
Abandon
Informations disponibles N/A
Type de bouchon N/A
Exigences #1-2-3-4 N/A
Insuffisant
Peu
Moyennement
Bien
Les résultats obtenus montrent que les 44 puits forés depuis 1970, incluant les puits de gaz de
shale, sont généralement conformes à moyennement conformes. Les 20 puits forés entre 1950 et
1969 sont généralement non conformes tandis que les données sont généralement insuffisantes
pour se prononcer sur les 21 puits forés avant 1950. Évidemment, cette analyse demeure très
générale et permet d’obtenir une vue d’ensemble théorique sur la pérennité des ouvrages qui est
fondée sur une hypothèse forte, c'est-à-dire que l’intégrité est assurée uniquement lorsque
l’ensemble des recommandations de l’API sont rencontrées. Or, des puits peuvent très bien être
étanches à long terme sans que les pratiques de construction soient conformes aux
51
recommandations de l’API. De plus, comme le fait remarquer Watson (2004), pour qu’il existe
une fuite, trois conditions doivent être réunies, soit la présence d’un chemin d’écoulement, une
force (gradient de pression ou de densité) et une source. Dans le cas des puits étudiés, plusieurs
peuvent présenter un chemin d’écoulement en raison d’une mauvaise conception ou construction.
De plus, il existe un gradient de densité puisque les hydrocarbures sont moins denses que l’eau.
Toutefois, la plupart des puits d’exploration conventionnels n’ont pas trouvé d’indices de gaz ou
de pétrole et ne sont pas entré en production. Ainsi, même si la conception et l’obturation des
puits les plus anciens peut parfois être non conforme aux meilleures pratiques actuelles de
l’industrie, ils pourraient ne pas occasionner de fuites en raison d’une absence de source.
Afin de pouvoir porter un jugement objectif sur l’intégrité des mesures d’obturation des puits, les
puits devraient être localisés sur le terrain et les visites accompagnées d’observations et de
mesures. Cette activité n’a pas été réalisée dans le cadre de cette étude mais a déjà été réalisée
partiellement dans le cadre du projet de fermeture sécuritaire des puits dans la région des Basses-
Terres réalisé en 1993. Ce projet avait comme objectif principal la localisation et la vérification
de 68 puits situés dans les Basses-Terres du Saint-Laurent (Girard, 1993). Les puits ont été
sélectionnés pour l’une ou l’autre des deux raisons suivantes : leur statut était inconnu ou il
n'existait aucune documentation concernant la confirmation de l’exécution des travaux de
fermeture. Bien que ce rapport soit très factuel, son analyse révèle qu’environ la moitié (33) des
puits recherchés n’a pas été trouvée et que des fuites de gaz ont été observées sur quatre des 35
puits qui ont été trouvés.
7.2 Évaluation individuelle de l’intégrité des puits abandonnés
La méthodologie présentée dans la section précédente qui vise à évaluer l’intégrité générale des
puits abandonnés pourrait également être utilisée pour évaluer l’intégrité individuelle de chacun
des puits de la zone 2. Bien que cette méthode puisse permettre d’apporter plus de précision sur
l’intégrité individuelle de chacun des puits, la validité et la portée du jugement ne serait pas de
meilleure qualité. À titre d’alternative, nous proposons une méthodologie qui vise à évaluer
l’intégrité individuelle de chacun des puits abandonnés à l’aide des données qui ont été
présentées dans la section 6, mais en établissant un lien avec des observations de terrain
provenant de la littérature.
Cette méthodologie s’inspire de l’étude Watson et Bachu (2009) qui vise à évaluer le potentiel de
fuites de gaz et de CO2 le long de puits pétroliers et gaziers. Bien que leur étude ait été réalisée
dans le contexte du stockage géologique du CO2, les observations et conclusions qu’ils ont
présentées peuvent s’appliquer dans le contexte du présent travail. Leur étude visait à établir un
lien entre les caractéristiques des puits abandonnés et des mesures de fuites de gaz mesurées dans
le sol à proximité des puits ou à l’évent des coffrages de surface (« surface casing vent flow »).
Les données proviennent du Alberta Energy Resources Conservation Board, qui compile des
informations sur la construction des puits et les fuites de gaz en vertu de dispositions
règlementaires.
Leur analyse a permis d’établir que les paramètres qui sont déterminants pour le développement
de fuites de gaz sont la déviation des puits, la présence ou non de coffrages lors de l’abandon du
puits, la méthode d’abandon et la cimentation du coffrage (Tableau 20). Les puits déviés
52
présentent généralement plus de fuites que les puits non déviés. Toutefois, les puits qu’ils ont
analysés sont des puits conventionnels et leur conclusion ne peut pas être directement applicable
aux puits déviés horizontalement comme dans le cas des puits de gaz de shale. La présence de
coffrage lors de l’abandon constitue une caractéristique qui favorise les fuites par rapport aux
puits ouverts sans coffrages car la présence du coffrage constitue un chemin de fuite préférentiel.
L’utilisation de bouchons mécaniques pour la mise en place des bouchons de ciment semble aussi
être une pratique partiellement fiable qui occasionne plus de fuites que d’autres méthodes telles
que la « balanced plug method » ou la cimentation directe des intervalles perforés. Enfin,
l’absence de ciment dans l’espace annulaire, soit entre le coffrage et la formation rocheuse, est
l’élément le plus important qui favorise les fuites.
Les paramètres qui sont sans impact ou qui ont un impact mineur sur les fuites mesurées sont
également présentés au Tableau 19. Parmi ceux-ci, notons que la profondeur du coffrage de
surface et la profondeur des puits ont un impact mineur tandis que l’âge des puits serait sans
impact. Toutefois, même si l’âge du puits n’a pas montré d’impact, ce résultat serait relié à la
disponibilité des données. En effet, les données de fuites utilisées par Watson et Bachu (2009)
couvrent une période assez restreinte, ce qui ne permet pas vraiment d’évaluer si l’âge a un
impact réel. En tous les cas, Watson et Bachu (2009) insistent sur le fait que les caractéristiques
qui sont déterminantes sur le développement des fuites sont reliées à des facteurs mécaniques
intemporels liés aux pratiques de forage, de construction et d’abandon des puits. Cela suggère
qu’un bon contrôle de ces pratiques permettrait d’assurer l’intégrité à long terme des puits. Cette
conclusion vient apporter un certain support à l’hypothèse émise pour l’évaluation générale de
l’intégrité des puits par période présentée dans la section précédente et qui reposait sur les
meilleures pratiques de l’industrie.
Tableau 20. Caractéristiques des puits qui ont un impact sur les fuites de gaz. D’après
Watson et Bachu (2009).
Sans impact Impact mineur Impact majeur
Âge du puits Profondeur du
coffrage de surface Déviation du puits
Mode d’opération du puits Profondeur du puits Type de puits
(coffré ou non)
Intervalle de production
(profondeur) Densité de puits
Méthode d’abandon
(bridge plug)
Présence de H2S/CO2 Topographie Cimentation du coffrage
À l’aide des liens établis entre les caractéristiques des puits et leur impact sur les fuites, Watson
et Bachu (2009) présentent ensuite une méthode afin d’évaluer le potentiel de fuites de gaz des
puits individuels. Ils ne la mettent toutefois pas en application. La méthode repose sur
l’utilisation d’un arbre décisionnel qui permet de classer les puits selon un potentiel de fuites
relatif en utilisant les caractéristiques des puits qui ont un impact déterminant sur les fuites.
Comme ces caractéristiques sont habituellement disponibles dans les rapports de fin de forage et
dans les bases de données gouvernementales, la méthode peut être déployée relativement
facilement dans d’autres juridictions que celle de l’Alberta.
53
Cette méthode représente un compromis entre une étude théorique et une étude basée sur des
observations de terrain. Elle n’a pas été mise en œuvre dans le cadre de cette étude mais elle
pourrait être mise en œuvre assez rapidement afin d’évaluer les puits dont la conception ou la
construction risquent de poser le plus de problèmes. Étant donné que l’arbre décisionnel proposé
par Watson et Bachu (2009) prend en compte certains aspects qui ne sont pas applicables au
Québec, nous l’avons adapté et simplifié afin qu’il puisse être utilisé avec les données qui ont été
compilées dans cette étude ou qui sont disponibles facilement (Figure 29). L’arbre prend en
compte, en ordre décroissant d’importance, la présence ou non de coffrages, la cimentation des
coffrages, la déviation des puits, la cimentation des zones perforées lors de l’abandon, et la date
de construction. Dans le cas où une information n’est pas disponible, une probabilité qui
correspond à la valeur moyenne des probabilités entre les deux options est attribuée. Il est
également à noter que les puits ayant été obturés par des bouchons de bois lors des travaux
d’abandon ont été exclus de cet arbre décisionnel, car nous jugeons cette méthode inadéquate.
Ainsi, de tels puits devraient donc avoir une probabilité de fuites supérieure à tous les autres puits
pouvant faire partie de l’arbre décisionnel (Figure 29).
Figure 29. Arbre décisionnel permettant de classer les puits individuels selon une échelle
relative de probabilité de fuites.
54
8. CONCLUSION
Les caractéristiques provenant des 85 puits d’exploration pétrolière et gazière appartenant à la
zone 2 d’exploration du gaz de shale ont été compilées à partir de rapports de fin de forage, de
rapports de travaux hebdomadaires, de programmes de forage, de demandes de permis, etc., afin
de documenter les méthodes de forage, de construction et d’abandon des puits qui ont été
construits depuis le début de l’exploration pétrolière et gazière au Québec et d’établir un
diagnostic sur la pérennité des travaux de fermeture effectués.
Les données qui ont été compilées et présentées dans ce rapport permettent d’avoir une vue
d’ensemble sur les pratiques de forage, de construction et de fermeture des puits d’exploration
pétrolière et gazière dans les Basses-Terres du Saint-Laurent au cours des 100 dernières années.
Bien que les données analysées proviennent uniquement du corridor 2 d’exploration du gaz de
shale, nous croyons que l’échantillon analysé (85 puits) est suffisamment grand pour être
représentatif de l’ensemble des puits des Basses-Terres du Saint-Laurent (280 puits). Les
observations réalisées dans ce travail sont résumées dans le Tableau 21.
Tableau 21. Synthèse des caractéristiques des puits pour chacune des périodes.
< 1950 1950 – 1969 > 1970 Gaz de shale
Peu d’information Information
sporadique Bien documenté Bien documenté
Coffrages libres Coffrages libre et
cimentés Coffrages cimentés Coffrages cimentés
Jusqu’à 8 coffrages 1 à 4 coffrages, mais généralement 2 ou 3 2 ou 3 coffrages
Fermeture sans coffrage Fermeture avec coffrage et parfois sans
coffrage -
Obturés par le bois ou le
ciment + autres
matériaux
Obturés par le ciment en
général et parfois du
bois. Apparition des
bouchons mécaniques
Obturés par le ciment
et les bouchons
mécaniques
-
En général, les puits forés avant 1950 sont peu documentés, les coffrages sont nombreux (jusqu’à
8) et sont éventuellement retirés. La fermeture de ces puits est réalisée sans coffrage en utilisant
du bois, du ciment ou d’autres matériaux. Ces puits ont été construits à l’époque où les
recommandations de l’industrie n’étaient pas encore établies et par une industrie naissante.
Les puits construits entre 1950 et 1969 sont généralement mieux documentés mais l’information
disponible demeure sporadique. Les coffrages sont moins nombreux (entre 1 et 4) et sont parfois
libres mais le plus souvent cimentés. Le ciment utilisé peut être du ciment de construction,
Portland ou classé par l’API. La fermeture se fait soit sans coffrage lorsque ceux-ci ont été retirés,
ou avec le coffrage lorsqu’il est laissé en place. Le bois est encore utilisé pour l’obturation, mais
le ciment est le matériau le plus couramment utilisé. On note également l’apparition des
bouchons mécaniques. Cette période représente une période de transition où l’on passe d’une
industrie naissante à une industrie plus mature et mieux encadrée. On y retrouve un grand
55
éventail de pratiques qui s’explique probablement par l’adoption progressive des pratiques
modernes développées aux États-Unis et des standards de l’API publiés vers la fin des années
1940 et le début des années 1950.
Les puits construits à partir de 1970 sont bien documentés. Les coffrages sont généralement
cimentés avec du ciment classifié par l’API. Le nombre de coffrage varie entre 1 et 4 mais est
généralement de 2 ou 3. Les puits sont fermés avec le coffrage en place en utilisant le ciment et
les bouchons mécaniques. Cette période se distingue par l’utilisation de pratiques normalisées et
constantes caractéristique d’une industrie mature.
Enfin, les puits de gaz de shale, comme pour les puits construits depuis 1970, sont bien
documentés et sont construits avec 2 à 3 coffrages cimentés avec des ciments classé par l’API.
Puisque ces puits ne sont pas encore abandonnés, les travaux d’obturation et de fermeture n’ont
pas été réalisés.
Quand cela a été possible, nous avons comparé les dispositions du Règlement sur le pétrole, le
gaz naturel et les réservoirs souterrains aux pratiques recommandées par l’API (que nous
considérons être les meilleures pratiques actuelles). Bien que cette analyse ne soit pas exhaustive,
le Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains semble, en général,
satisfaire les standards de l’industrie. Néanmoins, il existe certaines lacunes. Par exemple, le
règlement du Québec spécifie une valeur de 10% de la profondeur maximale du forage pour la
longueur du coffrage de surface. Cette valeur ne traduit pas la philosophie de la recommandation
de l’API, qui spécifie que la longueur du coffrage doit permettre de protéger les aquifères d’eau
douce superficiels. Néanmoins, même si le règlement actuel spécifie une longueur minimale du
coffrage de surface de 10 % de la profondeur maximale du forage, indépendamment de la
profondeur des aquifères d’eau potable présents dans la région, la longueur des coffrages de
surface est généralement suffisante pour protéger ces aquifères, puisque les forages de la zone 2
sont profonds (> 1000 m). Cela pourrait d’ailleurs être différent dans la zone 1, où les puits
d’exploration pétrolière et gazière y sont moins profonds.
Les données compilées ont été utilisées afin d’évaluer, de façon générale, l’intégrité pour chacune
des périodes considérées. Pour ce faire, nous avons posé l’hypothèse, supportée par les travaux de
Watson et Bachu (2009), que la construction et l’abandon des puits en conformité avec les
recommandations actuelles de l’industrie permettraient de préserver l’intégrité à long terme des
puits. Les résultats obtenus montrent que les 44 puits forés depuis 1970, incluant les puits de gaz
de shale, sont généralement conformes à moyennement conformes, ce qui correspond à une
intégrité bonne à moyenne. Les 20 puits forés entre 1950 et 1969 sont généralement non
conformes (intégrité faible) tandis que les données sont généralement insuffisantes pour se
prononcer sur les 21 puits forés avant 1950. Par contre, pour ces derniers puits, lorsque
l’information est disponible, les puits sont généralement non conformes et présenteraient donc
une intégrité faible ou inconnue.
Selon Watson et Bachu (2009), les fuites de gaz sont reliées à des facteurs technologiques
indépendants du temps. Leur analyse a permis d’établir que les paramètres qui sont déterminants
pour le développement de fuites de gaz sont la déviation des puits, la présence ou non de
coffrages lors de l’abandon du puits, la méthode d’abandon et la cimentation du coffrage. À
l’aide des liens établis entre les caractéristiques des puits et leur impact sur les fuites, Watson et
56
Bachu (2009), présentent un arbre décisionnel basé sur ces observations qui permet d’évaluer le
potentiel de fuite de gaz des puits de façon individuelle. Un tel arbre a été construit en se basant
sur les informations disponibles au Québec. Bien que cette méthode n’ait pas été appliquée, il
s’agit d’une méthode simple et facile de mise en œuvre qui permettrait d’évaluer tous les puits
des Basses-Terres du Saint-Laurent et d’identifier rapidement ceux qui présentent le plus grand
potentiel de fuites.
Enfin, comme le fait remarquer Watson (2004), pour qu’il existe une fuite, trois conditions
doivent être réunies, soit la présence d’un chemin d’écoulement, une force et une source. Dans le
cas des puits étudiés, les deux premiers éléments peuvent être présents, toutefois, plusieurs puits
d’exploration conventionnels n’ont pas trouvé d’indices de gaz ou de pétrole et ne sont pas entrés
en production. Ainsi, même si la conception et l’obturation des puits les plus anciens peuvent
parfois être non conformes aux meilleures pratiques actuelles de l’industrie, ils pourraient ne pas
occasionner de fuites en raison d’une absence de source.
57
9. RECOMMANDATIONS
La réalisation de ce travail a permis d’identifier des aspects reliés à la réalisation des forages, la
construction des puits et leur abandon qui pourraient être améliorés afin de réduire les
probabilités de fuites et de mieux documenter les travaux réalisés. Parmi ceux-ci, il a été noté,
lors de l’analyse des méthodes d’abandon, que les informations exigées de la part des titulaires de
puits étaient incomplètes. Premièrement, un rapport d’abandon de puits devrait être déposé au
Ministère des Ressources naturelles suite à la réalisation des travaux. Actuellement, seul le
programme de fermeture est exigé tandis que les travaux qui y sont décrits pourraient être
différents des opérations effectuées réellement. De plus, des informations plus exhaustives sur les
méthodes de construction des puits pourraient systématiquement être demandées, telles que :
Les caractéristiques de tous les coffrages installés ainsi que leur grade normalisé par
l’API;
La classe de ciment normalisée par l’API utilisée pour la cimentation de tous les
coffrages;
La position des niveaux cimentés de l’espace annulaire des coffrages;
La position, la longueur ainsi que le matériel de tous les bouchons utilisés à l’abandon des
puits;
Également, certaines modifications pourraient être apportées au Règlement sur le pétrole, le gaz
naturel et les réservoirs souterrains, telles que :
Réviser la valeur de 10% de la longueur du forage pour la longueur du coffrage de
surface. La réglementation de l’Alberta à ce sujet est un bon exemple;
Définir le terme « zone perméable » pour la cimentation de ces zones lors des travaux
d’abandon;
Modifier « coffrage de surface » pour « le dernier coffrage » dans l’exigence #3 disant
qu’un bouchon de ciment d’une longueur minimale de 30 mètres devait être placé à-
travers le sabot du coffrage.
Changer « 10 derniers mètres du tubage interne » pour « 10 premiers mètres du coffrage
interne » dans l’exigence #4 lors de la fermeture d’un puits.
Finalement, suite à la réalisation de cette étude, les suggestions suivantes sont à considérer :
Étant donné que les risques de fuites existent seulement lorsqu’une source existe, les
méthodes de fermeture demandées pourraient être différentes selon la découverte ou non
d’indices d’hydrocarbures et de zones productrices;
Une fois qu’un puits est fermé définitivement, il n’est plus possible d’évaluer son
intégrité. Il serait souhaitable qu’il y ait un mécanisme d’évaluation de l’intégrité du puits
avant son abandon. Il est recommandé de mesurer les fuites à l’évent du coffrage de
surface (« surface casing vent flow ») du puits après sa construction et après la réalisation
des travaux de fermeture, puis archiver cette donnée, comme il se fait actuellement en
Alberta;
Améliorer la base de données SIGPEG, notamment par la révision des statuts que nous
jugeons mal documentés et confondants. Certaines erreurs mineures ont également été
identifiée dans la banque de données et pourraient être corrigées;
Effectuer des visites de terrain (et les documenter) afin de localiser les puits et d’effectuer
des observations et des mesures de fuites. Puisqu’il y a beaucoup de puits dans les Basses-
58
Terres du Saint-Laurent, la méthode d’évaluation individuelle de l’intégrité des puits
proposée dans ce rapport pourrait être utilisée afin de classer les puits dans un ordre
prioritaire basé sur les probabilités de fuites.
59
RÉFÉRENCES
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